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Instituto de Estrategia Internacional

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Energía en el mundo

“La era de la escasez”

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Marcelo Martínez Mosquera

Febrero 2008

Presentación El esquema analítico que utiliza el IEI para analizar la economía mundial es un modelo de cinco mundos, el de la Sociedad del Conocimiento, el del Mercado de Capitales, el del Neo-mercantilismo, el de las Multinacionales y el de la Energía. Estos mundos se mueven y relacionan de manera flexible, es decir, no tienen un centro jerárquico-ordenador único. Cada uno tiene su propia agenda y sus instituciones. En los últimos años, en relación al mundo de la energía, hemos publicado dos estudios: “Lo que Ud. debe saber sobre la “adicción” al Petróleo (febrero 2006) y “CO2 y Cambio Climático: ¿Modelos de Escenarios Excluyentes o Marco Integrado de Políticas?” (agosto 2007). El documento presente no es una investigación del IEI; es una excelente reflexión realizada por Marcelo Martínez Mosquera sobre la cuestión problemática de la energía. Este lúcido análisis, que presentamos con el título “Energía en el Mundo. La era de la escasez”, a pesar de su rigor técnico, está escrito de forma didáctica y accesible para los no especialistas. Queremos agradecer muy especialmente a Marcelo Martínez Mosquera por autorizarnos a publicarlo. Como siempre, comentarios y sugerencias son bienvenidos. Enrique S. Mantilla Presidente

Marcelo Martínez Mosquera

Energía en el mundoLa era de la escasez

La era de la escasez / Marcelo Martínez Mosquera

Indice

Preámbulo 07

1. La energía en el mundo 09

2. El petróleo 21

3. El gas natural 29

4. El carbón 35

5. La energía nuclear 39

6. Las energías renovables 43

7. La situación argentina 49

8. Los caminos obligados 55

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Preámbulo

A escala mundial, la cuestión energética plantea un duro desafío. Se avecinan tiempos de escasez yde precios cada vez más altos. Nuestro estilo de vida está cambiando y va seguir cambiando. Seráun cambio ordenado si los responsables en el orden mundial reaccionan a tiempo. Será un cambiocaótico si, como hasta ahora, los hechos llevan la delantera y las decisiones se toman cuando ya esdemasiado tarde. El presente ensayo parte de relevar el presente de cada una de las distintas fuen-tes de energía disponibles y las dificultades que encuentran y encontrarán, a medida que pase eltiempo, para ayudarse mutuamente en sostener una oferta a la altura del nivel de demanda.

Se aborda la problemática del petróleo, el gas natural, el carbón, la energía nuclear y los renovables,explicando a partir de ejercicios comparativos que la solución al alcance no es una “bala de plata”.La situación argentina merece un análisis específico, por las características particulares de nuestramatriz de consumos y su tabla de precios relativos. Las conclusiones, de alcances globales, llegan enforma de opciones breves y concretas. Hay que desarrollar cada fuente en su justa medida, en unmarco de ahorro y eficiencia. Tales hechos llegarán por la vía de los mayores precios que se aveci-nan, pero también por la vía de necesarias e impostergables regulaciones ad hoc en cada uno delos países protagonistas del contexto mundial.

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Energía en el mundo. La era de la escasez. / Marcelo Martínez Mosquera

Para crecer, el mundo necesita energía. Así hasido y así será. El petróleo dinamizó el siglo XXpero ya no puede ser el motor del siglo XXI.Sus posibles reemplazantes enfrentan proble-mas varios, sean de precio, de daños ambienta-les, de logística o de escala. Ha comenzado laera de la escasez. La crisis ya está entre nosotrosy la solución no es simple. No hay una “bala deplata” a nuestro alcance.

Me tocó en suerte iniciar mi carrera entrepetróleo y gas, primero como proveedor detubos para pozos petroleros, desde Tenaris, yposteriormente como CEO de Tecpetrol, com-pañía de exploración y producción, ambas delGrupo Techint. Sé, por experiencia directa, quelos yacimientos declinan. Un día el petróleo setermina. Esa verificación al pie del pozo meempujó a intentar entender el escenario macro,tanto de petróleo y gas como del resto de lasfuentes energéticas. Traduciendo mis posterio-res investigaciones, puedo afirmar que ningunade ellas está en condiciones, actuales o futuras,de brindar una alternativa fácil al problema.

La solución pasa por acciones complejas encada una de las fuentes de energía disponibles.Acciones, en muchos casos, contrarias a la “opi-nión pública”. La solución pasa por precioscada vez más elevados de la canasta energética.La solución pasa por ahorro y eficiencia, conun razonable pero no siempre deseado cambio

en nuestro estilo de vida. La solución pasa porcompatibilizar los posibles daños ambientalescon nuestras necesidades energéticas.

La energía en generalEl producto bruto mundial se incrementó losúltimos cinco años a una tasa promedio del4.5% anual. En paralelo, hubo un crecimientode la demanda energética de 3.0%, represen-tando una elasticidad promedio de 0.67 apro-ximadamente (resultado de promediar elastici-dades menores en el mundo desarrollado ymayores en el resto).

En términos simples, el mundo utiliza la ener-gía para:

• La electricidad aparece como un uso puesfacilita el análisis y la discusión. Obviamenteel destino obligado de la electricidad terminasiendo una de las otras categorías.

En términos simples, las fuentes de energía enla matriz mundial son:

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1. La energía en el mundo

Transporte 20%

Industria 21%

Residencial 25%

Electricidad 34%

Total 100%

Fuente: EIA WEO 2004

• Se incluye hidroelectricidad dentro de reno-vables (siendo aproximadamente 6%), dejan-do sólo un 1% para biocombustibles, eólica,solar y otras.

• Se elimina del análisis la biomasa (leña,residuos).

Corto plazo versus Largo plazoA quince años o más, la mayor parte de las ener-gías que usamos actualmente son intercambia-bles, siempre y cuando se realicen las modificacio-nes de infraestructura pertinentes. Por ejemplo,en lugar de nafta o gasoil en los vehículos podre-mos utilizar biocombustibles o, incluso, electrici-dad. La calefacción o la cocina de nuestras casaspodrán funcionar a energía solar, gas natural, elec-tricidad o fuel oil. Y así sucesivamente.

No es lo mismo en el corto plazo. Por esta razónes que, al hablar de energía, debemos ocuparnosnecesariamente del corto y del largo plazo.Aunque ello no significa que existan solucionesfáciles para ninguno de los dos. Todo lo contra-rio. La única diferencia es que el corto plazo yanos alcanzó. En el corto, el petróleo y sus deriva-dos, la nafta y el gasoil, viven ya su manifiesta cri-sis, tanto de cantidad como de precio, sin solu-ciones a la vista.

En cambio, respecto al largo plazo tenemostodavía la posibilidad de encontrar el caminomenos doloroso. Todavía es posible encontrarsoluciones, pero si se reacciona ya.

La dudosa validez de las proyeccionesSi en los últimos cinco años la demanda energé-tica mundial creció un 3% anual podríamos esti-mar a futuro una tasa de crecimiento similar,teniendo en cuenta principalmente que la mayordemanda vendrá de los denominados paísesemergentes. Está claro que la recesión sería una“solución” al problema energético mundial, peroestá claro también que no es la solución deseada.Vislumbramos un mundo en crecimiento,empujado como en los últimos años por elSudeste Asiático, China e India en especial.

Ahora bien, ¿con qué fuente de energía alimen-tamos este crecimiento? Lo más simple pareceser que cada una de las fuentes aporte un 3%anual de incremento y solucionado está el temapara bien de nuestro futuro.

De hecho, en las proyecciones hasta el 2030 dela International Energy Agency, el NationalPetroleum Council, la Exxon Mobil y otros,aunque pronostican menor crecimiento, mues-tran a cada fuente creciendo a valores muysimilares. De acuerdo a esa visión unánime, elperfil energético del mundo se modificaría muypoco en los próximos 25 años con una mínimapérdida relativa del petróleo respecto a las otrasfuentes. Confían en que cada fuente logrará,decimal más decimal menos, cumplir con su“fair share” de crecimiento.

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Petróleo 36%

Gas Natural 23%

Carbón 28%

Nuclear 6%

Renovables 7%

Total 100%

Fuente: BP Statistical Review of World 2007

Mi opinión va en sentido contrario. Luego deanalizar el cuadro de situación de cada una deesas fuentes concluyo que ninguna de ellas gozade buena salud, que estamos en una encrucija-da, sin solución aparente a la vista. La situacióncobra aún mayor dramatismo si tenemos encuenta que el ser humano ya ha “decidido” quealgunas fuentes de reemplazo posibles no lolograrán, caso la energía nuclear, porque nosoponemos a su expansión. Completo mi visióny digo que la naturaleza ha “decidido” que otrasfuentes tampoco lo lograrán, caso el petróleo yla hidroelectricidad, porque han llegado a suvirtual agotamiento.

¿Podrán las otras energías reemplazar estasfalencias? Me adelanto a opinar que no, peropropongo revisar cada una de las realidadesenergéticas y preguntarnos si cada una de ellasestá o no en condiciones de cumplir con su“fair share” en los plazos en que el mundo se loestá demandando.

Primero, el petróleoEl petróleo se está acabando y no se trata sólode una verdad de Perogrullo, que deriva de lanoción de que es un recurso no renovable. La

producción alcanza hoy los 83 MMbbl/d(millones barriles/día), un significativo 36% dela matriz energética mundial. Mientras elmundo está ávido de más y más petróleo, laoferta encuentra cada vez más dificultades parasatisfacer el crecimiento de la demanda.

En los últimos 5 años ha podido crecer sólo al2% anual debiendo ser obviamente reemplaza-do en nuestra simple ecuación por otras fuen-tes de energía. Imposible creer, entonces, queel petróleo podrá cumplir su fair share de cre-cimiento del 3%. Dos conclusiones para elcorto plazo se vuelven evidentes: tendremosproblemas serios en el abastecimiento y ningu-na solución de relevancia vendrá mágicamenteen auxilio.

En Julio de 2005, en informe titulado“Petróleo, una opinión”, escribí: “Si el petró-leo está en jaque, la energía toda está enjaque. A partir de 1999 con precios que másque se duplicaron, el incremento de la pro-ducción Non OPEP, Non Rusia ha sido irre-levante (representan hoy el 42% de la pro-ducción). Seguimos y seguiremos en manosde la OPEP”.

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90s 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Ago-07

WTI [U$S/bbl] 19.7 30.4 25.9 26.2 31.1 41.5 56.6 66.0 72.4

[MMbbl/d] % 2006

OPEP 31.6 30.9 29.5 31.5 33.8 35.5 35.7 43%

Ex-Unión Soviética 7.9 8.6 9.4 10.3 11.2 11.6 12.1 15%

Resto del mundo 35.7 35.6 36.0 36.0 36.1 35.4 35.2 42%

Producción Total 75.2 75.1 74.9 77.8 81.1 82.5 83.0 100%

Fuente: Oil Market Report-IEA / Platts


Miremos primero Resto del Mundo.Desde mi anterior artículo, los precios siguie-ron creciendo otro 60% más y, aunque lasinversiones en este grupo de países crecieron de100.000 MM U$S en 2004 a 162.000 MMU$S en 2006, en conjunto no han podidoincrementar un sólo barril la producción. Todoel dinero invertido ha permitido, en el mejor delos casos, compensar parcialmente la declina-ción natural de los yacimientos existentes.

Si con inversiones billionarias y excelentes pre-cios la gran mayoría de los países, agrupadosaquí en Resto del Mundo, no ha podido incre-mentar su producción, ¿será porque hemos lle-gado a un plateau de la producción al queseguirá la inexorable declinación?

¿Y qué ocurre con la OPEP? ¿Y con la tan fre-cuentemente mencionada ex Unión Soviética? Sien mi artículo de 2005 decía “estamos en manosde la OPEP”, hoy digo lo mismo. Peor aún, unabuena cantidad de expertos ya manifiestan susdudas, tomando en cuenta reservas disponibles yestrategias políticas en curso, de que la OPEP seacapaz de satisfacer por sí sola el crecimiento de lademanda. Mucho menos podrá hacerlo la exUnión Soviética, como analizaremos con mayordetalle en el capítulo específico.

En la vereda del frente, la demanda sigue cre-ciendo sin enterarse de los aumentos de pre-cios. No hay “elasticidad precio”. Ignora laregla de “a mayor precio menor demanda”. Paraexplicarlo, los economistas dicen: “la curva dedemanda se corre” año a año.

Según el experto en Peak Oil, Matt Simmons,“demand is too young, supply is too old”.Coincido plenamente. Se pueden leer los infor-mes periodísticos y creer que el alto nivel deprecios del petróleo obedece a la última huelgade Nigeria, al reciente discurso del presidenteiraní, al devastador huracán en el Golfo o a laenésima amenaza de Al-Qaeda. Pero tambiénse puede pensar, y propongo hacerlo con lamayor seriedad, que seis años de crecimientosostenido de precios responden a una razónfundamental, más de fondo. La oferta no estáen condiciones de satisfacer la demanda.

Pero, ¿ y las Oil Sands de Canadá? ¿Y la Fajadel Orinoco? ¿Y el CTL (coal to liquids)? ¿Yel GTL (Gas to liquids)? ¿Y los biocombusti-bles? Encontrará el lector una explicaciónprofunda en el capítulo correspondiente,pero la conclusión debe ser dicha sin rodeos:“They can't catch up”. La relación inversiónmás logística por barril producido es tal que,cuando “ese” petróleo empiece a llegar en unaescala medianamente relevante, será demasia-do tarde.

La maravillosa electricidadEn cualquier análisis que se haga del futuro,especialmente de mediano y largo plazo, sedebe tener en cuenta la generación de electri-cidad derivada de cada fuente, ya que es el ele-mento determinante que los vincula.Recordemos, por un lado, que puedo generarelectricidad con petróleo, gas natural, carbón,nuclear, hidro, viento, solar y otros. Por otro,desde la demanda, podemos pensar a largo

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plazo en un mundo enteramente “eléctrico”en términos de transporte, calefacción, indus-tria, etcétera.

Debemos entender, entonces, los economics degenerar electricidad con cada fuente. La tablade esta página nos permite comparar las venta-jas y desventajas económicas de cada una deellas. Cada fuente requiere de i) Inversión ini-cial, ii) Costos de combustible y iii) Costos deoperación y mantenimiento. También es dife-rente el plazo para la puesta en marcha, detalleque se ha contemplado en el cálculo. Se obtie-ne así un costo de generar 1 MWh, unaPotencia de 1 MW = 1000 KW generandodurante 1 hora (para los interesados, la tasa dedescuento utilizada es de un 10% anual).• Para poder confeccionar la tabla hubo que

tomar un valor de los múltiples posiblespara cada cuadrícula. Por ejemplo, se tomó8 U$S/MMbtu como costo del combustible

para gas natural, con el grado de arbitrarie-dad que ello supone.

• Aparece un valor mágico que debemos recordarque sería un costo de 80 U$S/MWh, queparece el umbral de referencia a la fecha(mayor es “caro”, menor es “barato”).

• Materia de debate es que en esta tabla no sehan introducido castigos a las fuentes emiso-ras de CO2 (efecto invernadero), ejemplo car-bón, ni tampoco subsidios o premios a lasfuentes no emisoras, como el viento o lanuclear.

Resulta interesante observar las diferentesopciones que enfrentan las utilities eléctricas.Se observan inversiones iniciales altas conbajos costos de operación futuros o viceversa(es el caso del carbón versus el gas natural,por ejemplo). No hay un claro ganador, cadafuente tiene sus ventajas y también sus des-ventajas.

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Inversión Costo Combustible O & M Total

[U$S/KW] [U$S/MWh] [unidad original] [U$S/MWh] [U$S/MWh] [U$S/MWh]

Gas Natural - CC 700 11.5 8 U$S/MMbtu 56.8 4 72

Carbón - TV 1900 36.6 70 U$S/tn 25.5 7 69

Fuel Oil - TV 1400 25.3 323 U$S/tn 72.5 6 104

Gas Oil - CC 700 11.5 650 U$S/tn 103.0 4 119

Nuclear 2500 50.6 200 U$S/kg 7.0 8 66

Hidro 2500 87.6 6 94

Eólica 1700 81.6 6 88

Solar 6000 402.3 14 416

CC: Ciclo Combinado

TV: Turbina Vapor

Fuente: Elaboración Propia

Cuando decimos que no hay “bala de plata”,basta con mirar la planilla para coincidir en eldiagnóstico. Aparecen como las más baratas laenergía nuclear y el carbón, pero ambas vivensus propias odiseas, tanto por sus problemasambientales, como por sus cuantiosas inversio-nes iniciales.

Es precisamente el propósito de este ensayorecorrer cada una de las posibilidades y brindarun adecuado diagnóstico integral y posiblescaminos de solución.

El gas naturalLa producción de gas natural en el mundoalcanzó 101.2 TCF (trillion cubic feet) en el2006, representando un 23% de la matriz ener-gética mundial. Ha crecido a razón del 3%anual (su fair share) en los últimos cinco años,ganando posiciones de protagonismo respectoal petróleo en la matriz energética aunque muylentamente.

La realidad actual nos muestra que el gas naturalse desarrolló en el mundo principalmente víagasoductos un 93 % (74 % consumos domésti-cos, 19 % exportación) y sólo un 7 % vía LNG(liquefied natural gas). Gas en barco previamen-te llevado a estado líquido a 160 °C bajo cero.

El gas natural resulta una más que interesanteopción, porque tiene abundantes reservas y,además, se trata de un combustible ecológica-mente más limpio que el petróleo y el carbón.Sin embargo, en el corto plazo, resulta imposi-ble utilizar el gas natural como eficaz reempla-

zante del petróleo. Muy pocos países tienen undesarrollo de gas natural comprimido para uti-lizar en sus vehículos.

Por otra parte, en el mediano y largo plazo,aparecen algunas dudas sobre su posibilidadreal de cumplir el tan esperado rol estelar en lamatriz energética. ¿Cuáles son?

• La concentración de las reservas: Rusia yMedio Oriente tienen 67% de las reservasmundiales.

• La distancia desde las reservas hasta a) los cen-tros de gran consumo y b) los puntos de futu-ro crecimiento de la demanda.

Volvamos sobre este último asunto para enfo-car dos situaciones concretas. La primera estárelacionada con los grandes consumidores. Elmayor consumidor mundial de gas es Américadel Norte (EE.UU., Canadá y México), con el27% de la demanda mundial. Hasta hoy hansatisfecho sus necesidades en base a gasoductos,domésticos y también por intercambio entrepaíses. Pero se vienen novedades. El complejonorteamericano ha llegado ya a su plateau enmateria productiva. Se encuentra imposibilita-do hoy de incrementar su producción. La únicasolución a la vista es, entonces, recibir LNG.Gas traído en barco desde sitios remotos.

La segunda situación a considerar es la de losmayores demandantes de energía a futuro. Engran parte se encuentran en el Sudeste Asiático,China e India principalmente. Para llegar aellos se requieren mega-gasoductos que rozan

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lo antieconómico por sus kilométricas trazas,con problemas geopolíticos adicionales. Es pro-bable que apuesten al abastecimiento vía LNG,con lo cual sumamos más barcos de gas naturala 160° C bajo cero por los mares del mundo.

Por ello, hoy existe un boom mundial en lique-facción y regasificación, pero, a su vez, esto haprovocado crecimientos desmesurados en loscostos, cuellos de botella en la ingeniería, pro-blemas de mano de obra calificada y retrasossistemáticos en la entrega de los equipos.

El precio del gas ha respondido a los fenóme-nos descriptos y ha sufrido también importan-tes aumentos en el mercado mundial. Se mues-tran los precios del mercado estadounidense.(ver cuadro en esta página).

A pesar de todo lo señalado, creo yo que el gasnatural podrá cumplir con su fair share del 3%anual solicitado. Sin embargo, difícilmente,pueda contribuir a reemplazar el fair share delas otras fuentes que no cumplan con el suyo.Todo dependerá en gran medida, a partir deahora, del controvertido LNG.

El cambio climáticoAntes de avanzar convendría introducir algunasconsideraciones sobre el cambio climático. Enpromedio y gracias a la atmósfera, la temperatu-

ra de la tierra alcanza los 15° C (tomando encuenta todas las latitudes y el año calendario). Sino existiera la atmósfera esa temperatura prome-dio bajaría más de 35° C, situándose en 20° Cbajo cero. En tales condiciones, la vida en el pla-neta tal cual la conocemos habría sido imposible.

¿Qué le permite a la atmósfera actuar de talmanera? La respuesta es tan simple como queposee, afortunadamente para nosotros humanos,gases de “efecto invernadero”. Los rayos del solatraviesan la atmósfera y calientan los objetosque están sobre la tierra, pero el calor que “des-piden” esos objetos tiene una menor longitud deonda y se demora en atravesar los gases de efec-to invernadero, quedándose parte del calor en latierra. Un automóvil estacionado al sol en un díamuy frío es un buen ejemplo. Los vidrios tienenun efecto símil invernadero al de la atmósfera:dejan entrar unos, no dejan salir otros.

Uno de los principales gases que contribuyen alefecto invernadero de la atmósfera es el dióxidode carbono CO2. Lamentablemente tambiénes el gas principal que se emite cuando se que-man combustibles fósiles para cualquier uso,sea el transporte o la generación de electricidad.Para entenderlo con claridad, la tabla siguienteexpresa el volumen de CO2 emitido por cadaMWh de electricidad generado según distintasfuentes energéticas. (ver página siguiente).

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90´s 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Henry Hub [U$S/MMbtu] 2.0 4.2 4.1 3.3 5.6 5.9 8.8 6.8

Fuente: BP Statistical Review of World 2007 según Natural Gas Week

Si bien el cambio climático ha sido tema deanálisis desde hace más de 30 años, sólo duran-te la década del 90 tomó “estado público” a tra-vés del Protocolo de Kyoto. Recién ahora hayuna completa aceptación de que las emisionescausadas por el hombre están aumentando pro-gresivamente el contenido de CO2 de la atmós-fera (de 280 ppm en el año 1750 a 380 ppm en2006) y provocando un cambio climático deconsecuencias inciertas.

Con pocas excepciones, la mayor parte delmundo científico manifiesta hoy su crecientepreocupación por el futuro. La película “Aninconvenient truth” de Al Gore, ex vicepresi-dente estadounidense, refleja durante 90minutos el problema en toda su magnitud.No casualmente ha tenido un grado de difu-sión importantísimo. El tema ha sido toma-do muy seriamente en Europa, donde se estátrabajando sobre un sistema complejo de“créditos de carbono”, pensados para premiara todo aquel que genere sin emitir y castigara aquel que desarrolle actividades con emi-sión. El valor de esos créditos cotizaría enbolsa y dependería del “mercado”. El asunto

se encuentra todavía hoy en su primera etapade desarrollo.

Si uno comparte las preocupaciones ambienta-listas, las mismas deben jugar entonces un rolimportante en las decisiones energéticas. Loque no es posible es adoptar la posición “meopongo” a cada una de las fuentes (todas enparte contaminantes) sin brindar algún tipo desolución integral. Salvo, claro, que uno esté dis-puesto a abandonar el auto y a apagar la luz.

El carbón“Coal is the best of fuels, coal is the worst offuels”, para decirlo con palabras de KennethDeffeyes, autor del libro Beyond Oil. El carbónse utiliza fundamentalmente para generacióneléctrica, dada su menor versatilidad respecto alpetróleo o al gas natural. Dicho de manera sim-ple, lo quemamos para producir vapor y, ali-mentando una turbina, generamos electricidad.

Durante 2006, la producción mundial fue de6.195 MM ton, un 28% de la matriz energéticamundial (un 40% de la generación eléctrica,anotando la diferencia entre energía y electrici-dad). En su favor hay que decir que el carbón esabundante, fácil de extraer (aunque no es undato menor las condiciones infrahumanas enque trabajan los mineros) y el costo por caloría ahoy es el más competitivo. Además, sus reservasestán uniformemente distribuidas en el planeta.

En los últimos cinco años, su producción cre-ció a razón del 5.2% anual, siendo el principalcontribuyente a compensar las falencias de las

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Fuente CO2 ton/MWh

Carbón 0.894

Petróleo 0.659

Gas Natural 0.432

Nuclear 0

Eólica 0

Hidro 0

Fuente: EIA-DOE

otras fuentes que no lograron el promediodeseado (petróleo y energía nuclear). Tambiénes interesante pensar que fue el motor de laRevolución Industrial, a fines del Siglo XIX,decayó luego con la aparición del petróleo en elSiglo XX (¿se imaginan un automóvil funcio-nando a carbón?) y en el Siglo XXI aparecenuevamente como nuestro posible salvador.The good old coal.

En este momento el mayor crecimiento mundialen materia de generación eléctrica se está dandocon carbón. China estrena una nueva usinaimportante a carbón cada 7 días (sí, cada sietedías), claro está que emite CO2 a la atmósferasegún la tabla mostrada (0.894 ton/MWh).

Estados Unidos todavía genera un 50% de suelectricidad con usinas a carbón. Por insólitoque parezca, un 50% de la electricidad del paísmás desarrollado y de mayor consumo eléctricodel mundo es a carbón. Nunca pudo despren-derse del noble suministro. Recurrió parcial-mente a la energía nuclear durante dos décadas,luego apeló también al gas natural, pero siemprefue mayoría el carbón. En consecuencia,EE.UU. emite cantidades importantes de CO2.

Podríamos imaginar un mundo que se debateentre quienes quieren detener el crecimientode emisiones a la atmósfera y quienes necesi-tan energía “a toda costa”. El carbón nos pro-pone abundantes reservas, costos todavía ahoy competitivos pero la mayor emisión deCO2 por MWh comparada con las otras fuen-tes. ¿Usted que haría?

La energía nuclearPor fin llegamos a una fuente de generacióneléctrica sin emisiones de CO2. Aleluya. Uranioabundante, tecnología comprobada, costos decombustible muy bajos (aún con el aumento delos últimos años), costos de generación muycompetitivos, reservas distribuidas razonable-mente en el planeta.

Sin embargo, después de los accidentes deThree Mile Island (1979) y Chernobyl (1986),la reputación de la energía nuclear cayó en des-gracia en muchos países. Sin ir más lejos, Italiala tiene prohibida y en EE.UU. no se registrannuevos permisos desde hace más de 20 años.

La participación de la energía nuclear en laactual matriz energética mundial es de sólo el6% (un 16% de la generación eléctrica). En losúltimos cinco años, su crecimiento ha sido desólo el 1.1% anual, no habiendo podido satis-facer el fair share deseado. Es que, al riesgo deaccidentes mencionado, se agrega que no se hapodido solucionar aún el adecuado y definitivomanejo de los residuos nucleares, tema queprovoca la continua oposición de ambientalis-tas y Organizaciones No Gubernamentales.

La posible proliferación de armas nucleares,explicada en detalle en el capítulo específico, esotro punto que pone en duda la generalizaciónde su uso como fuente de generación. Claroestá que sus costos de inversión y operación soncompetitivos, como se desprende de la tablacitada. Países como Francia (78%) y Bélgica(54%) la tienen como su principal fuente de

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electricidad. Un beneficio nada menor es queno emite CO2.

Estamos hablando aquí de tecnología SigloXXI. Una solución integral a nuestros proble-mas energéticos y de emisiones. En muchos paí-ses está despertando nuevamente. ¿Y Ud. quéharía con la energía nuclear ?

Las energías alternativas, del agua al hidrógenoLa fuerza del agua constituye una espectacularfuente de energía, sin emisiones nocivas. Unapreciable combustible “renovable”, pero conun costo de generación por MWh algo elevadosegún la tabla de referencia (claro está, antes desubsidios por no emisión de CO2). Representasólo el 6% de la energía mundial y aporta el16% a la generación de electricidad. Está cre-ciendo a razón del 2.9% anual satisfaciendopor ahora su fair share demandado. Sin embar-go, la falta de lugares aptos, la importanteinversión inicial, los tiempos de puesta enmarcha y algunos dilemas ambientales en elllenado de los diques nos indican que la ten-dencia futura será de meseta o declinación entérminos relativos.

Pasemos al viento, otra maravilla de la natura-leza. Y del hombre. El molino gira y nos da elec-tricidad. Eso es todo. Cero emisión. Como sepuede ver en la tabla de generación eléctrica,tiene costos algo elevados de generación porMWh (también antes de subsidios por no emi-sión de CO2). Su participación a nivel mundiales de sólo 0.2% de la matriz energética y 0.5%

de la electricidad generada. Niente. Aún concrecimientos espectaculares del 25% anual,como los que ha tenido en los últimos cincoaños, poco puede hacer el viento para represen-tar “la solución” a los problemas de los combus-tibles fósiles. “You don't always get it where youwant it and you don't always get it when youwant it”. Es que lugares con excelente vientocomo la Patagonia se encuentran alejados y des-conectados de los centros de consumo.

Además, a veces sopla y a veces no. El factorde utilización promedio mundial de un moli-no de viento es menor al 25% anual, frente auna usina de carbón o energía nuclear conaprovechamientos superiores al 80%. Auguro,entonces, un boom espectacular. Invito,incluso, a una apuesta seria por el viento. Perono esperemos que sea la solución al problemaintegral, debido a su escasa relevancia en elcontexto general.

Sigamos por los biocombustibles, comenzandocon un poco de historia. En 1905, Henry Fordpresentó su novedoso Ford T en la Feria deParis. El combustible utilizado fue aceite demaní, y eso que ya existía el petróleo. Se diríaque, cien años después, volvemos a las fuentes.Hoy soñamos con reemplazar nafta y gasoil norenovables con maíz, azúcar y aceites de oleagi-nosas. Menores emisiones y su condición derenovables los hacen muy deseables, pero toda-vía no son económicamente competitivos manoa mano con el petróleo si se eliminan todos losimpuestos y/o subsidios en juego (sólo la cañade azúcar, y sólo en Brasil, compite).

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Sin embargo, hay que decirlo, estamos anteotro boom. En parte porque la legislación dedistintos países (toda Europa, China, EE.UU.,Argentina, entre otros) “obliga” al mercado auna mezcla forzosa de aproximadamente el 5%de biocombustibles en todas las naftas y gasoilpara 2010.

Pero, un problema genuino para los denomina-dos “biocombustibles de primera generación”es que estamos hablando de “food for oil”, conlas consecuencias previsibles.

Si TODOS los aceites de oleaginosas que seproducen en el mundo se dedicaran a la gene-ración de biodiesel, el resultado representaríasólo el 7% de la necesidad mundial de gasoil.Si TODO el maíz y el azúcar que se producenen el mundo se dedicaran a producir naftarepresentarían sólo el 20% de la necesidadmundial de este combustible. Los precios delos alimentos se dispararán mucho más de loocurrido hasta la fecha. ¿Está el mundo dis-puesto a semejante cambio? Yo creo que no.¿Y usted?

Podríamos inclinarnos por la generación eléctri-ca a partir de energía solar, pero como se ve enla tabla correspondiente, todavía no entra encompetencia. La significativa inversión por KWde potencia que hay que hacer al inicio la desco-loca frente a otras fuentes (6.000 U$S/KW ver-sus 1.700 U$S/KW del viento, por ejemplo).

Aunque depende de las latitudes, su factor deutilización es muy bajo, sólo un 20% prome-

dio. Se debe decir en su favor, que “el sol estáen todos lados”, no como el viento y, de paso,que uno se puede imaginar un mundo en quecada techo de vivienda sea un minigenerador.También, que la energía solar que ingresa dia-riamente a nuestro planeta es inmensa en com-paración con nuestras necesidades.

Pero, hoy por hoy, tiene una participaciónmenor que un decimal en la matriz energética.Lejos estamos de su masificación y más lejosaún de su relevancia en el orden mundial.

Llegamos, finalmente, a la economía delhidrógeno. Existen modelos a futuro que ima-ginan una economía basada en su uso. Se hablade automóviles eléctricos a batería (los “fuel cellcars”) impulsados por la reacción espontáneaque se produce al combinar el hidrógeno con eloxígeno: el hidrógeno se lleva en el tanque, eloxígeno está en el aire.

Sin embargo, el asunto no es tan sencillo. Elhidrógeno no existe en la naturaleza en estadonatural. Las dos formas de obtenerlo son a par-tir del agua (H2O) o del gas natural metano(CH4). En ambos casos, para separar el hidró-geno se necesita electricidad en el proceso,transformándose en un círculo vicioso. La pre-gunta obvia, ¿de dónde obtengo la electricidad?,vuelve todo a foja cero.

Alguien dirá que podemos producir hidrógenocon el viento de la Patagonia y transportarlo enbarco hasta su destino. Pero previamente paratransformarlo en líquido debo llevarlo a 250° C

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bajo cero (90° C más frío que el metano), conlas consiguientes dificultades y costos asociados.Esto es futuro. Futuro…

No se debe confundir el automóvil a “hidróge-no” con los automóviles “híbridos” ya desarro-llados por algunas compañías automotrices.Estos funcionan tanto a nafta, motor a com-bustión, como a electricidad, motor eléctrico, yambos coexisten simultáneamente en el mismovehículo. Algunos automóviles de este tipo yacirculan en Estados Unidos, pero tienen porahora serios problemas con el tamaño de lasbaterías, la autonomía cuando funciona a elec-tricidad, y sus posibilidades de recarga. Pero,además, necesitan electricidad y volvemos alpunto de partida.

A modo de (provisoria) conclusiónEl mundo quiere seguir creciendo y, en paísescomo China e India, a tasas sorprendentes. El cre-cimiento necesita energía, especialmente en paísesen desarrollo donde la elasticidad energía/PBI esmuy superior a la de los ya desarrollados.

Las actuales fuentes de energía son las que son.Lo que hay es lo que hay (¿y lo que habrá?). Lacrisis del petróleo y su repercusión en el transpor-te (incluyendo autos, camiones, aviones y barcos)ya llegó y no se irá. La esperanza posible reside enpensar que el problema podría resolverse en elmediano/largo plazo con fuentes alternativas deenergía. Pero, como venimos observando, tam-poco es el caso. A medida que se investigan lasdistintas opciones, surgen las dificultades queenfrentan y enfrentarán cada una de ellas.

Volvamos por un momento al inicio de nuestroplanteo y apliquemos la simple matemática.Tenemos dos de nuestras fuentes principales,petróleo y energía nuclear (42% de la matrizmundial) declinando hoy en términos relativos.Otras dos, gas natural e hidroelectricidad, ape-nas logran mantener su statu quo.

Si el mundo nos pide, como nos lo está pidien-do, un 3% anual de crecimiento, ¿de dónde sal-drá la respuesta? Según lo descripto hasta aquíy adelantando las conclusiones que desarrolla-remos en profundidad en los capítulos corres-pondientes, dependemos del carbón y su altacuota de emisiones y efecto invernadero.

La evaluación de emisiones perjudiciales a laatmósfera jugará un rol fundamental en estasdecisiones por venir. ¿Será un parámetro eco-nómico más a tener en consideración o unacondicionante feroz frente a toda decisión enmateria energética? Por lo menos sabemos unacosa. La vida no será igual. Los precios de lacanasta energética subirán a precios elevadísi-mos. Ya lo estamos viendo en el petróleo, luegoseguirá el resto.

En los capítulos siguientes recorremos las dis-tintas fuentes energéticas con su correspon-diente diagnóstico para analizar las posiblessoluciones en el capítulo final.

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Descubierto en la segunda mitad del siglo XIX,el petróleo logró desplazar al carbón como prin-cipal fuente de energía primaria recién a media-dos del siglo XX. A partir de entonces se conso-lidó como el proveedor energético por excelen-cia, llegando a representar en 1978 el 48% de lamatriz mundial. Aún hoy nuestro sistema detransporte mantiene una total dependencia deeste combustible. Automóviles, camiones, auto-buses, trenes, aviones y barcos se alimentan conpetróleo en el 98% de los casos. Existen conta-dos y escasos aportes del gas natural comprimi-do, el carbón, la electricidad y biocombustibles(el 2% restante).

El petróleo es la fuente de energía que más difi-cultades tiene para ser reemplazada en elcorto/mediano plazo. Recién a partir de2025/2030 podremos imaginar un mundo deautomóviles eléctricos, con energía producidamasivamente a partir de fuentes alternativascomo las energías nuclear o solar. En el cortoplazo sólo podemos imaginar cambios pequeñoscomo los que pueden representar el aporte de losbiocombustibles o el gas natural comprimido,positivos aunque sin posibilidades concretas demodificar el uso masivo de naftas y gasoil.

Si el petróleo continuara fluyendo con abun-dancia, problema resuelto. Si, en cambio, seconfirmaran su condición de bien escaso y sudemanda en permanente crecimiento, debere-

mos imaginar el mundo que viene como unode escasez pronunciada y ahorro forzoso (seapor la vía del libre juego de precios o de lasmedidas preventivas). ¿Por qué? Algunas consi-deraciones nos permitirán entenderlo.

En 1956, Mr. M. King Hubbert predijo queEstados Unidos iba a alcanzar su máxima pro-ducción petrolera en 1970 para luego comenzara declinar. Sucedió exactamente así. Sus deduc-ciones se basaban en fórmulas estadísticas quevinculaban reservas descubiertas, reservas pordescubrir y producciones efectivamente concre-tadas. Hoy en día existe cierto debate entreexpertos sobre si el mundo entero, ya no sóloEstados Unidos, está o no llegando a su “peakoil”. Entre quienes sostienen que es el caso seencuentran personalidades como KennethDeffeyes, Mathew Simmons y Colin Campbell.Daniel Yergin es el experto de mayor renombreentre los que opinan que aún no ha llegado lahora del peak oil a nivel mundial.

En mi opinión, discutir el tema es redundante.Las circunstancias de oferta y demanda quevivimos son tales, que ya nos encontramos enplena crisis, sin soluciones a la vista, salvo unsistemático y continuo avance en los precios.

Los productoresSe puede agrupar a los productores mundialesen tres grandes grupos: i) Organización de Países

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2. El petróleo

Exportadores de Petróleo, OPEP, ii) Ex UniónSoviética, iii) Resto del mundo. La siguientetabla muestra los niveles de producción de cadauno de ellos desde el año 2000 hasta la fecha,teniendo como referencia el precio internacionaldel WTI (West Texas Intermediate). (ver al piede página).

Lo que llamamos Resto del mundo comprendeuna cantidad llamativa de países, algunos petro-leros por excelencia, donde operan la mayoría delas petroleras internacionales. Se pueden mencio-nar, entre muchos otros, Estados Unidos, China,México, Canadá, Brasil, India, Inglaterra,Noruega, Malasia, Argentina. Entre todos alcan-zan el 42% de la producción mundial.

En los últimos años se ha verificado unimportante crecimiento de los precios delpetróleo, partiendo de un promedio de 20U$S/bbl en la década del '90 para llegar a los66 U$S/barril del 2006 y los más de70 U$S/bbl actuales. Sin embargo, el conjun-to de países mencionados como Resto delmundo ha sido incapaz de incrementar suproducción (sólo ha logrado compensar la

natural declinación de los yacimientos).Estamos hablando de más de 40 países dondese verifican las políticas de mayor apertura yde mayor inversión. Estamos hablando de lospaíses donde operan las mayores petrolerasmundiales, todas ellas ávidas de nuevas áreasy de oportunidades de inversión.

La inversión en estos países creció espectacular-mente desde un nivel de 100.000 MMU$S en2004 a 162.000 MMU$S en 2006, respon-diendo a la obvia señal de precios ya comenta-da. En China, por ejemplo, aumentó de12.600 MMU$S en 2004 a 21.500 MMU$Sen 2006. La producción, sin embargo, no seincrementó. Por cada dólar invertido se obtie-ne cada año menos producción. El petróleobueno y barato se acabó tiempo atrás. Cantarellen México declina, Mar del Norte declina,Prudhoe Bay en Alaska declina, sólo por men-cionar algunos de los gigantes.

En este grupo ciertamente hemos llegado alplateau e, incluso, al peak oil. Este conglome-rado es incapaz de aportar a un crecimientofuturo de la demanda.

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90s 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Ago-07

WTI [U$S/bbl] 19.7 30.4 25.9 26.2 31.1 41.5 56.6 66.0 72.4

[MMbbl/d] % 2006

OPEP 31.6 30.9 29.5 31.5 33.8 35.5 35.7 43%

Ex-Unión Soviética 7.9 8.6 9.4 10.3 11.2 11.6 12.1 15%

Resto del mundo 35.7 35.6 36.0 36.0 36.1 35.4 35.2 42%

Producción Total 75.2 75.1 74.9 77.8 81.1 82.5 83.0 100%

Fuente: Oil Market Report-IEA / Platts

La ex Unión Soviética, con 12.1 MMbbl/día,representa el 15% del aporte mundial. Asícomo resulta relativamente sencillo hacer unanálisis del grupo anterior, es complicadopenetrar en esta realidad. Se trata de un grupode países ricos en hidrocarburos, en el que seanotan Rusia (hoy en día el mayor productormundial), Kazakhstan y Turkmenistan. Apesar de sus muy favorables condiciones natu-rales, los países de la Ex Unión Soviéticamuestran una curva insólita de producciónderivada de factores políticos que afectaronimplacablemente sus decisiones de inversiónen las últimas décadas. La región ya había lle-gado a un máximo de 12.5 MMbbl/d en1987/1988, luego descendió paulatinamentea 7.1 MMbbls/d en 1995/1996 y, a partir deentonces, volvió a crecer hasta alcanzar nueva-mente en 2006 los 12.1 MMbbl/d.

Sin embargo, Rusia está mostrando señales deflaqueza en su crecimiento y sólo los aportescrecientes de Kazakhstan (pasó de 0.8MMbbl/d a 1.3 MMbbl/d en los últimos 4años) permiten avizorar un moderado creci-miento de este segmento en el futuro.Ningún analista considera hoy que este grupopueda representar la “solución” del problema.Más bien, miran con recelo las últimas políti-cas y decisiones en materia de hidrocarburos,que no representan el marco más propiciopara la inversión.

Llegamos, por fin, a la Organización de PaísesExportadores de Petróleo (OPEP); 35.7MMbbl/d, el 43% de la producción mundial.

Está conformada por 12 países, la mayor partesituados en el Medio Oriente. Algunos de ellosse muestran a continuación:

Históricamente la OPEP resultó ser el “swingproducer” de la cadena petrolera. De hecho,desde su conformación en 1960, las políticas deeste conjunto de productores han dictado lostiempos de apogeo de esta industria, pero tam-bién sus mayores crisis. Cabe recordar el shockprovocado por el Ayatollah Khomeini en 1979,triplicando los precios desde 12 á 36 U$S/bbl,para luego incurrir en los excesos de produc-ción respecto a “las cuotas” establecidas quedeterminaron la abrupta caída de precios en1986 y, también, a fines de 1998.

Todo ello parece hoy parte del pasado. En losúltimos cinco años no fue necesaria “la manodura” de la OPEP para más que triplicar losprecios del barril. En la realidad, poco pudohacer la Organización para “regular” los merca-dos en momentos difíciles (como el huracán

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2. El petróleo

[ MM bbl/d ] 2006

Arabia Saudita 9.0

Iran 3.9

UAE 2.6

Venezuela 2.6

Irak 1.9

Resto OPEP 15.7

Total OPEP 35.7

43% Mundial

Fuente: Oil Market Report-IEA

Katrina en el Golfo de México). Para algunosanalistas (los “world oil peakers”) se terminó laépoca del petróleo fácil, incluso para la OPEP.Llegó la hora a partir de la cual el crecimientode la producción sólo vendrá aparejado deimportantes inversiones adicionales con resul-tados de dudosa predictibilidad. Para otros,aquellos que sostienen que son países inunda-dos de petróleo, las razones de la imposibilidadde la actual OPEP para abastecer mejor al mer-cado son de índole exclusivamente política.

Una rápida mirada a los principales países deeste grupo permite encontrar un poco de ver-dad para cada teoría. La realidad incontrasta-ble es que la Organización ha perdido laanhelada “spare capacity” necesaria para man-tener el equilibrio en un mercado tan ajusta-do sin las enormes oscilaciones que cualquierhecho político y/o fenómeno natural provo-can en sus precios de referencia. Ahora bien,¿cuál es el “escenario deseado” para los paísesmiembro de la OPEP? Posiblemente, en vir-tud de todo lo arriba señalado, el escenariosea el del precio más alto posible, compatiblecon un razonable crecimiento de la economíamundial. Esa situación permitiría ir monito-

reando las inversiones de tal forma de lograrla mejor situación de mediano y largo plazopara las economías de sus países.

Las reservas mundialesEl cuadro siguiente debe leerse a los fines pura-mente ilustrativos: (ver al pie de página)

La relatividad de estos datos obedece a dosrazones fundamentales. La primera es el carác-ter poco confiable de las cifras presentadas,muchas veces informadas por los propios paísesde la OPEP para obtener mejores cuotas den-tro del Cartel. La restante, y principal, estribaen la posibilidad real que tiene cada grupo opaís de acceder en tiempo y en forma a los valo-res exactos de sus respectivas reservas. Al res-pecto puede decirse que “la única verdad es laproducción”.

En un análisis de corto o mediano plazo esincorrecto tomar este volumen de reservascomo un factor determinante para atender lacreciente demanda. También resulta desacon-sejable instalarse cómodamente en la colum-na de “años de reservas” y concluir que “esta-mos tranquilos”. Lo verdaderamente impor-

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2006 Reservas Producción R/P

[MMM bbl] [MM bbl/d] [años]

OPEP 915 35.7 70

Ex Unión Soviética 128 12.1 29

Resto del mundo 165 35.2 13

Total 1,208 83.0 40

Fuente: BP Statistical Review of World 2007 - Oil Market Report-IEA

tante es quién las tiene, si verdaderamente lastiene y qué posibilidades de producirlas en elcorto plazo le adjudicamos. Tanto desde elpunto de vista geológico como desde el puntode vista político.

Athabasca Oil Sands y la Faja del OrinocoAnalicemos estos dos casos significativos en tér-minos de reservas. Ambos pertenecen a la cate-goría de crudos extra pesados bituminosos(Grado API 8 a 12), que no fluyen en condicio-nes normales de presión y temperatura. Lasreservas son enormes, semejantes cada una deellas a las de Arabia Saudita (260.000 Millonesde barriles). Sin embargo, las produccionesactuales son 1.2 MMbbl/d en Canadá y 0.6MMbbl/d en Venezuela (sumados ambos, ape-nas el 2% de la producción mundial).

¿Por qué tan bajo el volumen de produccióncon tantas reservas? ¿Por qué si con los preciosactuales existen importantes niveles de rentabi-lidad? Veamos.

Existen dos métodos de producción de estosbitúmenes, que en general se encuentran próxi-mos a la superficie o a menores profundidadesque el resto de los crudos más livianos. El pri-mero se conoce como Mining y, en resumidaspalabras, su proceso implica: deforestación, eli-minación de tierra no bituminosa, minería conpalas mecánicas, transporte hasta molino(3 toneladas de mineral por barril a producir),trituración y enlodamiento, “refinación prima-ria” para obtener el bitumen, transporte de losrestos al lugar de origen para dejar todo como

estaba, transporte del bitumen mezclado conun solvente hasta una refinería ad hoc quetransforma el bitumen en petróleo sintético, elcual recién puede venderse a refinerías norma-les alrededor del mundo.

El segundo, Steam injection, consiste en per-forar un pozo dual con dos ramas horizonta-les, conseguir agua, luego gas natural, produ-cir vapor, inyectar vapor al pozo por uno delos conductos horizontales, producir el bitu-men caliente por el otro conducto y repetir laoperación de doble refinación igual que en elMining.

Los dos están en las antípodas del método tradi-cional, que consiste en perforar en una semanaun pozo que produce por la tubería 100/200bbl/d de petróleo comercializable. Así de sencillo.Recordemos que en los Oil Sands por cada barrilnecesito llevar 3 toneladas hacia el molino.

Las inversiones necesarias para un proyecto enCanadá son cuantiosas, 11.000 MMU$S para100.000 bbl/d y los tiempos a puesta en mar-cha también. No es posible extenderse aquí, nies el propósito de este ensayo, pero las dificul-tades inherentes a ambos tipos de producciónde bitumen son mayúsculas.

Gas to Liquids (GTL) y Coal to Liquids (CTL)Estos procesos, especialmente el denominado“coal to liquids”, fueron utilizados por países condificultad de acceso a las fuentes habituales depetróleo crudo. Alemania durante la Segunda

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2. El petróleo

Guerra y Sudáfrica durante el Apartheid.(Invención de Franz Fischer y Hans Tropsch en1930).

Con los precios de la década del 90, 20U$S/bbl, el petróleo resultaba una alternativaeconómicamente muy superior a estos proce-sos. En cambio, a los precios actuales del crudocomienzan a revivir propuestas y proyectosbasados en países con importante reservas decarbón (China) o de gas natural (Qatar).

Sin embargo, el problema principal, al igual queen las Oil Sands y la Faja del Orinoco, es lamagnitud de la inversión inicial. Nuevamentepara producir 100.000 bbl/d, se requiere unainversión entre 8.000 y 10.000 MMU$S, segúnlos países. Decisión de relevancia, inclusive paralas “majors petroleras”. No resulta extraño, enconsecuencia, que a la fecha la suma de toda laproducción de CTL y GTL no alcanza al 1% dela producción mundial de crudo.

La demanda“The problem with oil is that demand is tooyoung and supply is too old”. MathewSimmons, experto en Oil Peak.

En 1979 la OPEP triplicó los precios del petró-leo llegando a cotizar a 36 U$S/bbl vs. los 12

U$S/bbl de los años anteriores. El mundo reac-cionó y la demanda no sólo no creció sino quedisminuyó 10% en tres años. Estados Unidos,Europa y Japón disminuyeron su consumo,gracias a medidas de ahorro y eficiencia, orien-tadas principalmente a la mejora de la relaciónkilometraje/litro en el transporte en general y alreemplazo del petróleo en calefacción y genera-ción de electricidad.

Desde 1999 hasta 2006 también se han másque triplicado los precios del petróleo. (ver alpie de página).

¿Por qué entonces ahora la demanda no sedetiene? ¿Por qué no se verifica la famosa “elas-ticidad” precio de la demanda? Poco se ha estu-diado este tema, pero la conclusión ex post quemejor explica el fenómeno es que hoy los paí-ses son mucho más ricos y que la incidencia delcombustible en el Producto Bruto y en lacanasta familiar es mucho menor y más tolera-ble al aumento de precios.

Veamos esta tabla con precios de venta al públi-co para Agosto 2007. (ver página siguiente).

Algunos precios tienen mayor contenido deimpuestos, otros están subsidiados, pero entodos los casos reflejan el precio del litro al

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90s 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

WTI [U$S/bbl] 19.7 30.4 25.9 26.2 31.1 41.5 56.6 66.0

Demanda Mundial [MMbbl/d] 75.2 75.1 74.9 77.8 81.1 82.5 83.0

Fuente: Platts - BP Statistical Review of World 2007 - Oil Market Report IEA

consumidor final. El precio en EstadosUnidos se duplicó en un par de años, llegan-do a los 0.88 U$S/litro actuales. Los automo-vilistas por ahora no se enteraron. Cada añose consume más gasolina. La diferencia porauto que recorre un promedio de 20.000Km/año con un rendimiento promedio de 9Km/litro representa un gasto adicional de 80U$S/mes. No demasiado para un país con unPBI de 44.000 U$S/anuales per cápita.

Los alemanes pagan el combustible más deldoble que los estadounidenses y siguen consu-miendo como si nada. Brasil, con un productoper cápita 8 veces inferior al de Estados Unidossigue aumentando su consumo con un precio50% superior al americano.

¿China? Veamos, primero, su tabla de petró-leo crudo, fiel reflejo del consumo de susderivados.

China ha sido el país de mayor crecimiento ensu demanda. En la década del '80 era exporta-dor neto de petróleo, abasteciendo a Japón,Corea y resto de los tigres asiáticos. En 1995 setransformó en importador para llegar a ser hoyel segundo consumidor a nivel mundial, sólosuperado por Estados Unidos.

Una anécdota lo explica sin complejidad. En1982, en la Plaza Tiananmen de Beijing, fren-te a la Ciudad Prohibida, tuve ocasión de verun automóvil Buick del año '51 y una largacola de familias chinas esperando sacarse unafotografía como parte del programa domini-cal. No era común ver autos circulando en esaépoca, sólo bicicletas y motos. Veinticincoaños después China tiene una red vial detamaño similar a la de Estados Unidos, y lavan a usar.

El mundo enfrenta un escenario con preciosdel petróleo cada vez más elevados. Por el ladode la oferta es vano discutir si enfrentamos o noun “peak oil” mundial. Lo cierto es que esta-mos en manos de la OPEP y que ésta, contra-riamente a lo que ocurrió en el pasado, no estáen condiciones de asegurarnos un futuro deabastecimiento pleno. Por el lado de la deman-da, la evidencia es que sigue creciendo “regar-dless of the price”.

La pregunta final que nos formulamos es efectiva-mente a qué precio del petróleo el mundo cam-biará sus hábitos. A 100, 150 ó 200 U$S/bbl.¿Será, en definitiva una transición ordenada o seráconsecuencia de una severa recesión?

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2. El petróleo

[U$S/litro] Nafta Gasoil

EE.UU. 0.88 0.73

Alemania 1.80 1.50

China 0.66 0.65

Brasil 1.30 0.90

Argentina 0.70 0.48

Fuente: EIA-DOE, ANP, Secretaría de Energía Argentina y relevamiento propio.

[MMbbl/d] 1980 1990 1995 2000 2005 2006

Producción 2.1 2.8 3.0 3.2 3.6 3.7

Demanda 1.7 2.3 3.4 4.8 7.0 7.4

Fuente: BP Statistical Review of World 2007 - Oil Market Report-IEA

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El gas natural es una de las fuentes energéticasmás importantes en la vida del hombre. Es elmenos contaminante de los combustibles fósi-les, con una emisión de CO2 menor a lamitad que la del carbón y el petróleo. Tienemúltiples usos, tanto residenciales comoindustriales, además de aplicar a la generaciónde energía eléctrica, el reemplazo de la naftaen los automóviles y la utilización en petro-química. Su costo por unidad calórica siempreha sido más ventajoso que el del petróleoequivalente.

¿Por qué si es tan maravilloso y barato todavíahoy ocupa sólo un 23% de la matriz energéticamundial frente al 36% del petróleo y 28% delcarbón? Existen tres razones fundamentales:

• La dificultad de transportarlo y almacenarlo.• La demanda de importantes obras de infraes-

tructura para su utilización en la red domici-liaria.

• La limitación logística en el uso como reem-plazo de la nafta en el rubro automotor.

De hecho, durante muchos años y antes de latoma de conciencia del calentamiento global,el gas natural se quemaba en yacimientos ale-jados para poder producir sólo el petróleo, elcual podía ser fácilmente transportado yalmacenado para su uso en cualquier lugardel planeta.

La producción mundialEl mundo produce 101 TCF (trillion cubicfeet) de gas natural por año. La tabla siguientemuestra la producción por país y las reservascorrespondientes, sólo se colocan los países másrelevantes en producción y reservas:

En la vereda del frente, el consumo se repartede la siguiente manera:

La producción del gas natural viene creciendo enlos últimos cinco años: (ver página siguiente).

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3. El gas natural

2006 [TCF] Producción Reservas R/P años

Rusia 21.6 1,683 78

EE.UU. 18.5 209 11

Irán 3.7 993 268

Qatar 1.7 896 512

Resto 55.7 2,627 47

Total 101.2 6,408 63


2006 [TCF] Consumo

OECD Norteamérica 27.2

OECD Europa 17.6

OECD Pacífico 5.3

Ex Unión Soviética 21.9

Sudeste Asiático 10.2

Resto 18.5

Total 100.7


Semejante crecimiento ha sido necesario paraacompañar la demanda y, todo indica, que seva a requerir por lo menos semejante esfuerzocomo mínimo para asegurar el futuro. Pero noes simplemente cuestión de voluntades.

Existen dos formas de transportar el gas, víagasoducto o LNG (Liquefied Natural Gas). Elperfil actual es el siguiente:

¿Qué es el LNG?Se trata, lisa y llanamente, de gas natural(metano) en estado líquido. Para lograrlo se lodebe enfriar a 160°C bajo cero, proceso que sedenomina liquefacción. Una vez en estadolíquido es posible transportarlo en buquesespeciales con doble casco, denominados meta-

neros con una capacidad habitual de 145.000m3 (aprox. 63.000 ton). Llegada la carga a des-tino se requiere de tanques de almacenaje y unaplanta regasificadora que facilita el procesoinverso y lo deja en condiciones de ingresar a lared de gasoductos.

Las inversiones y costos necesarios para unaplanta típica de 4 MM ton/año, 0.2 TCF/añoó 17 MMm3/d son las siguientes a 2006 (suvalor se duplicó en los últimos tres años).

• Los valores en U$S/MMbtu son aquellos nece-sarios para remunerar adecuadamente la inver-sión de la línea correspondiente.

• Para conocer cuál va a ser mi costo en desti-no debo adicionar a estos valores el precio

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[TCF] 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Rusia 19.2 19.6 20.4 20.8 21.1 21.6

EE.UU. 19.6 18.9 19.1 18.5 18.1 18.5

Irán 2.3 2.6 2.9 3.2 3.6 3.7

Qatar 1.0 1.0 1.1 1.4 1.6 1.7

Resto 45.6 47.0 48.8 51.3 53.8 55.7

Producción Total 87.7 89.1 92.3 95.2 98.2 101.2

Crecimiento anual promedio 2001-2006 3%


Consumo 2006 TCF %

Consumo propio (vía gasoducto) 74.2 74%

Exportaciones vía gasoducto 19.0 19%

Exportaciones vía LNG 7.5 7%

Total 100.7 100%


MMU$S U$S/MMbtu

Liquefacción 2,200 2.2

Transporte* (Barcos) 600/1,000 0.8 - 1.1

Regasificación 800 0.7

Total 3,600 - 4,000 3.7 - 4.0

* Depende de la distancia

Fuente: Elaboración Propia

que se consiga para el gas en origen, el precioFOB. Si el precio en origen del gas naturalfuese 4 U$S/MMbtu implicaría un valor endestino entregado de aproximadamente8.0 U$S/MMbtu.

Gasoducto versus Barco-LNGEn términos generales, incluso a riesgo de caer enun cálculo simplista, un gasoducto es más renta-ble que una operación de LNG cuando la distan-cia a recorrer es menor a 3.000/3.500 Km.Obviamente existen casos dónde no hay eleccióny se debe optar por la única alternativa posible, yasea gasoductos tierra a tierra o LNG en unionestransoceánicas. Por ende, los mercados domésti-cos se desarrollaron 100% en base a gasoductos yla exportación a hoy, como se desprende del cua-dro anterior, se efectúa en un mix de 75% gaso-ductos (Rusia - Alemania - Canadá - EE.UU.) y25% LNG (Indonesia - Japón). El presente y,más aún, el futuro se abren a novedades.

El caso América del NorteComo se ha visto, se trata del mayor consumi-dor a nivel mundial con 27.2 TCF, los cualeshan sido abastecidos hasta ahora con produc-ción doméstica e intercambio entre los tres paí-ses: Estados Unidos, Canadá y México. Pero laproducción doméstica en Estados Unidos estálanguideciendo y Canadá no está ya en condi-ciones de afrontar mayor demanda por parte desu vecino. Inclusive tiene problemas en susyacimientos de Alberta para concretar las cuan-tiosas inversiones necesarias para producir másy necesita su capacidad instalada, en muchamayor escala que en el pasado, para desarrollar

su producción de petróleo pesado (procedentede las Oil Sands).

Frente a este panorama, los precios estadou-nidenses se dispararon de un promedio de2 U$S/MMbtu en la década del '90 a losactuales 7 U$S/MMbtu, con picos invernalesde hasta 10/12 U$S/MMbtu. También, hayque decirlo, crecieron las inversiones en bús-queda de nuevos yacimientos y se multiplica-ron los equipos de perforación activos, pasan-do de 600 a 1.400 en sólo siete años.

Semejante esfuerzo está condenado de antema-no. La productividad por pozo en las novedosas“Coal bed methane” o en las famosas “Tightsands” es baja (4.000 m3/d) en comparacióncon producciones promedio de al menos50.000 m3/d a las que nos habían acostumbra-do los yacimientos “normales” en todo elmundo. Para peor, Estados Unidos ha confiadoen los últimos años en las turbinas a gas de ciclocombinado como solución a todo su crecimiento

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3. El gas natural

0

Equipos de perforación para gas en actividad EE.UU.

Fuente: Baker & Hughes

1600

1400

1200

1000

800

600

200

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

627 862 744 706 957 1,063 1,219 1,411

de generación eléctrica, enfrentando ahora unescenario desventajoso por el valor superior delgas frente al carbón y su persistente escasez.

Para mantener en su nivel actual el alto consu-mo de los norteamericanos, la única solución ala vista es apelar al LNG. Sin embargo, aflora la“NOT IN MY BACKYARD POLICY”(NIMBY). Ninguno de los Estados de la Uniónestá, hoy por hoy, deseoso por instalar las plan-tas de regasificación necesarias. No casualmen-te las primeras se están colocando en México(Altamira, sobre el Atlántico, y Costa Azul, enel Pacífico).

Sudeste Asiático, China e IndiaEl pronóstico de lo que puede ocurrir con elmayor consumidor mundial a la fecha no debe-ría distraernos de analizar el devenir de quienes,a razón de sus demandas energéticas cuantiosasy crecientes, se convertirán en breve en los nue-vos focos mundiales de demanda gasífera.Hablamos, claro está, de China e India. Llegarvía gasoductos a estos destinos es posible desdeRusia, Qatar e Irán por ejemplo, pero las enor-mes distancias y las dificultades geopolíticasvuelven a la empresa como de muy dudosaconcreción en el corto/mediano plazo (algoparecido a lo que sucede con el hipotético gaso-ducto Venezuela - Buenos Aires). La alternativasería el LNG, pero ¿es posible?

El futuroEl LNG está de moda. Pero tan de moda está quese han verificado ya innumerables cuellos de bote-lla en los distintos componentes de su cadena devalor. Ya se verifican problemas con la ingenieríaespecializada, la mano de obra calificada, la entre-ga de los equipos y la obtención de permisos, locuál ha provocado los incrementos de costos yamencionados, además de atrasos considerables enla puesta en marcha de los distintos proyectos.

Basta citar un ejemplo reciente para entender elcuello de botella ya existente en LNG. Hace unpar de meses, la CFE de México llamó a licita-ción abierta para recibir LNG en el Pacífico apartir del 2011 y por 20 años. Sólo recibió unapropuesta, con gas de Camisea. El resto de lasmajors le contestaron que sólo podían cotizarcon entrega a partir del 2014.

Recordemos que, según nuestro planteo origi-nal, al gas le pedimos que incremente, como loviene haciendo, un 3% anual su producciónpara cumplir como mínimo con su fair share dela necesidad energética mundial, Esto es aumen-tar en 3 TCF/año. Hasta ahora el LNG vienecreciendo a razón de 0.5/0.7 TCF/año, segúnesta tabla: (ver al pie).

Por las características de la nueva geografíade oferta y demanda explicada, semejante

32


[TCF] 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Exportaciones vía LNG 5.0 5.3 6.0 6.3 6.7 7.5

Fuente: BP Statistical Review of World

crecimiento no será suficiente. Habría quecrecer en LNG 1.5 TCF/año (el 50% de los3 TCF comentados) lo que implica un saltodel 20% anual en lugar del 7% registradohasta la fecha. Según nuestros cálculos, ellorequeriría inversiones anuales del orden delos 30.000 MMU$S/año sólo en la cadena deliquefacción, transporte y regasificación, sinincluir inversiones upstream para producir elgas en origen.

Se pone así de manifiesto la dificultad de con-tar con el gas como nuestro salvador en la cues-

tión energética mundial de mediano plazo.Todo ello sin olvidar un dato. Poco a poco se vaconformando un grupo de países con impor-tantes reservas gasíferas que mantienen reunio-nes periódicas con el fin de analizar los “movi-mientos del mercado”. De allí a tener otraOPEP, esta vez nucleada alrededor del gas natu-ral, hay sólo un paso.

A estos productores les gustaría ser “price set-ters”, ubicando el gas en destino al costo deoportunidad del combustible alternativo, seaéste fuel oil o gas oil.

33

3. El gas natural

34


“Coal is the best of fuels, coal is the worst of fuels” Kenneth Deffeyes, autor del libro Beyond Oil.

En la segunda mitad del Siglo XIX, el carbónse consolidó como el principal impulsor de laRevolución Industrial, desplazando a la leña.Con el advenimiento del petróleo, pocosapostaron a la continuidad del “good oldcoal”, siendo que aquel resulta más fácil derefinar y transportar. Sin embargo, ha sobrevi-vido. Hoy ocupa todavía el segundo lugar enla matriz energética mundial con 28% de par-ticipación, a buena distancia del gas naturalque viene tercero.

Si en lugar del total de la energía mundial, setoma sólo la electricidad el resultado es llama-tivo. Con el 40% del total, el carbón pasa a

ocupar el primer lugar. Resulta aún más signi-ficativa su participación si se observa la matrizeléctrica de Estados Unidos (50%) y ni quéhablar de China (78%). • Sólo un 16% de la producción mundial se

comercializa internacionalmente. Los prin-cipales exportadores son Australia, Sudáfricay Rusia

La generación eléctrica“Dadme algo que gire y os daré electricidad”.El concepto de la turbina de vapor para hacergirar al generador es la forma más conocida yutilizada para generar electricidad a nivel mun-dial. Se quema el carbón para transformar elagua en vapor y éste, al expandirse, hace giraruna turbina que a su vez hace girar el genera-dor, el cual nos entrega la electricidad. También

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4. El carbón

2006 Producción Reservas R/P [años]

[MMtn] [MMtn]

China 2,380 114,500 48

EE.UU. 1,054 246,643 234

India 447 92,445 207

Australia 374 78,500 210

Rusia 309 157,010 508

Sudáfrica 257 48,750 190

Resto 1,374 171,216 125

Total 6,195 909,064 147

Fuente: BP Statistical Rewiew of World 2007

2006 Consumo

[MMtn]

China 2,396

EE.UU. 1,141

India 478

Japón 240

Rusia 226

Sudáfrica 189

Polonia 117

Resto 1,429

Total 6,216

Fuente: BP Statistical Rewiew of World 2007 y cálculos propios.

podemos obtener vapor y obtener el mismoresultado, quemando fuel oil, gas oil, gas natu-ral o utilizando un reactor nuclear.

A pesar de considerables aumentos en los últi-mos cinco años, el carbón sigue siendo hoy elcombustible más barato por caloría producida(salvando el caso del uranio para energía nucle-ar, que se trata por separado). El gráfico siguien-te los compara:

La turbina de vapor a carbón es la más difun-dida a nivel mundial. La inversión necesariapara instalar hoy una usina generadora a car-bón de este tipo ronda los 1.900 U$S/KWfrente a los 700 U$S/KW de una central a gasnatural de ciclo combinado. Ambas represen-tan más del 80% de las inversiones realizadaspara nueva generación de electricidad en elcontexto mundial.

La inversión en U$S/KW de las usinas a car-bón ha venido creciendo considerablemente,debido a las mayores exigencias gubernamen-tales en términos de eficiencia y controlambiental. El costo de generar electricidad enU$S/MWh para cada una de las fuentes semuestra nuevamente en la siguiente tabla.

Con carbón a 70 U$S/tn puesto en destino,valor representativo a nivel mundial y gasnatural a 7, 8 y 9 U$S/MMbtu, dependiendode los países.

• La tabla no incorpora ningún castigo y/o pre-mio por mayor o menor emisión de CO2.

Las decisiones de las “electric utilities” no sonfáciles hoy, por ejemplo, en Estados Unidos.Si uno se inclina por carbón, tiene mayorinversión inicial y mayor “lead time”, ademásde estar sometido a nuevas y desconocidasreglas ambientales en el futuro. Si uno eligegas natural, achica la inversión inicial obte-niendo más rápida puesta en marcha y menorproblema ambiental, pero alta incertidumbrerespecto al precio del gas natural en Américadel Norte. En diciembre 2005 tocó 15U$S/MMbtu.

El efecto invernadero y el cambio climáticoComo se ha explicado en el capítulo inicial, lasemisiones de CO2 son las mayores responsablesdel fenómeno efecto invernadero en nuestra

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U$S/MMbtu

Carbón 2.9

Gas Natural 8.0

Fuel Oil 8.3

Gas Oil 16.1

Fuente: Elaboración propia

Costos Generación [U$S/MWh]

Precio del Gas CC Gas TV Carbón

[U$S/MMbtu] Inv: 700 U$S/KW Inv: 1900 U$S/KW

70 U$S/tn

7 65 69

8 72 69

9 79 69

Fuente: Elaboración propia

atmósfera y la consecuencia directa del mayorcalentamiento global.

Recordemos aquí las emisiones de CO2 enton/MWh producido:

El combustible más utilizado en el mundo parageneración eléctrica es, también, el mayor emi-sor por MWh. Adoptando el protocolo deKyoto, muchos países se han obligado a reducirlas emisiones. Han asumido el compromiso dellegar al 2012 con un 5% de menores emisionesque las de 1990. En Europa se han establecidosistemas de precios y castigos a través de los“mecanismos para un desarrollo limpio” (MDL)y los “carbon credits” que deberían orientar almercado hacia opciones más limpias.

El sistema pretende “castigar” las tecnologíasemisoras y “subsidiar” o “premiar” las tecnolo-gías limpias. Sin embargo, aún no cuenta conaceptación mundial y los países deberán seguirsus discusiones en el marco del Protocolo deKyoto para que el sistema europeo sea extensi-ble al resto. China estrena una usina eléctrica acarbón cada siete días. ¡Sí, cada siete días!

El ciclo combinado con carbón gasificado (IGCC, Integrated CoalGasification-Combined Cycle)

Una usina de este tipo transforma el carbón engas sintético y luego quema éste en una turbinaa gas, generando entonces electricidad. Tambiénaprovecha los gases de escape calientes para pro-ducir vapor y utilizarlo en una turbina a vaporque produce electricidad adicional (un 50%más aproximadamente).

Este moderno desarrollo tiene mayor eficienciaen KWh producido por caloría de carbón utili-zado que la usina tradicional que utiliza sólouna turbina de vapor. Pero su inversión iniciales sustancialmente superior:

• El costo final de generación es superior a los69 U$S/MWh de la usina de carbón tradicional.

En el futuro, esta nueva tecnología permitiráfacilitar la captura y posterior almacenaje delCO2 mucho más fácilmente que el método tra-dicional, ya que será posible hacerlo a nivel delgas sintético. Sin embargo, los costos asociadospara eliminar la totalidad del CO2 agregaríanhoy 25/30 U$S/MWh adicionales a los84 U$S/MWh, transformándola claramente enno competitiva frente a otras fuentes, salvo que

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4. El carbón

Fuente CO2 ton/MWh

Carbón 0.894

Petróleo 0.659

Gas Natural 0.432

Nuclear 0

Eólica 0

Hidro 0

Fuente: EIA-DOE

IGCC Carbón

Inversión [U$S/KW] 2,700 1,900

Costo de Generar [U$S/MWh] 84 69

Emisiones [CO2 ton/MWh] 0.350 0.894

Fuente: Elaboración propia - EIA-DOE

los premios y castigos comiencen a funcionarde manera efectiva.

A modo de conclusión, digamos que el carbón esabundante y razonablemente barato. Ademáscoexisten diversas tecnologías comprobadamenteeficientes para convertirlo en motor de la energíaeléctrica. Puede crecer al 3% anual “demanda-do”, y más también. ¿El Siglo XXI le dará la pre-ponderancia que tuvo durante el Siglo XIX?

El dilema vendrá por el lado de la polución.La potencial incidencia del carbón en el cam-bio climático lo vuelve de dudosa aplicacióncomo alternativa para la satisfacción de lademanda eléctrica. En el mejor de los casos, sílo será aunque a precios mucho más altoscuando sean obligatorias las nuevas tecnolo-gías de generación y de captura de CO2.Lejos estamos de ello. “Coal is the best offuels, coal is the worst of fuels”.

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Para generar electricidad se necesita calor, por-que con el calor tenemos vapor y con el vapor, através de una turbina que gira y de un generadorasociado, producimos electricidad. En términossencillos, la energía nuclear nos da el calor nece-sario para calentar el agua y obtener el vapor. Elcombustible que utiliza un reactor nuclear es eluranio, que se encuentra en la naturaleza y tienedos componentes: 99.3% de U238 y 0.70% deU235. Aunque con menos del 1% de presenciaen el mineral, el U235 es el único importantepor ser “fisionable”. Con el bombardeo de neu-trones dentro de un reactor nuclear se producesu “fisión”: el núcleo se separa en dos átomosmás livianos emitiendo, a su vez, otros neutronesque permiten generar la cadena de fisión enotros átomos de U235, y así sucesivamente.

Al fisionarse, el U235 entrega una enorme can-tidad de energía en forma de calor, que es lo queaprovechamos para luego generar vapor. Dentrodel núcleo, la temperatura es de 1200 °C. Elbajo porcentaje de U235 no permite una ade-cuada eficiencia del reactor, por eso se ha recu-rrido al “enriquecimiento” del uranio. A travésde un proceso iterativo de eliminación de U238de la mezcla (primero debe transformarse todoa estado gaseoso) se llega a concentraciones de3.5% de U235, el uranio enriquecido. Lamayor parte de los reactores nucleares a nivelmundial usa este uranio enriquecido comocombustible. Algunas excepciones existen, espe-

cialmente en Canadá y también en los dos reac-tores que poseemos en Argentina, que utilizanotra tecnología, sin enriquecimiento previo.

Las reservas y la producciónAl igual que ocurre con el carbón, existenimportantes reservas de uranio a nivel mundial,razonablemente distribuidas entre distintospaíses. El costo del combustible enriquecidopor MWh de electricidad entregada es muybajo respecto a otros combustibles como el gasnatural o el carbón. Esto es así a pesar de haber-se registrado importantes aumentos en el pre-cio del mineral en los últimos 3 años a raíz del“renacimiento” verificado en la industria.

Veamos algunos cuadros ilustrativos al respecto:

La siguiente tabla muestra el precio del Uranioantes de ser enriquecido:

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5. La energía nuclear

[TU/año] Producción Recursos

2006 Recuperables

Canadá 9,862 444,000

Australia 7,593 1,143,000

Kazakhstán 5,279 816,000

Niger 3,434 225,000

Rusia (est) 3,400 172,000

Otros países 10,087 1,943,000

Total Mundial 39,655 4,743,000

Recursos / Producción [años] 120

Fuente: World Nuclear Association

Reactores Nucleares, por país:

Hoy existen 437 reactores nucleares funcionan-do en el mundo, con una capacidad total de370.000 MW de potencia (en promedio, 847MW por reactor). La generación anual se esti-ma en 2.660 billion of KWh (está siendo utili-zada a full), aportando el 16% de la electrici-dad mundial. Ello representa sólo un 6% de laenergía primaria del mundo frente al 36% delpetróleo, el 28% del carbón y el 23% del gas.

La energía nuclear tuvo su época de esplendoren las décadas del '70 y '80, pero, a partir de losaccidentes de Three Mile Island (1979) yChernobyl (1986), los opositores a este tipo decentrales impusieron sus razones y el mundo seinclinó por multiplicar los generadores a gasnatural y a carbón.

En los últimos cinco años, 23 nuevas plantascon 19.840 MW de potencia fueron puestas enmarcha, pero ello sólo representó un crecimien-to de la energía entregada del 1% anual, lejos del3% anual que le “demandamos” en nuestromodelo a cada fuente de energía. Por otra parte,al momento de hacer proyecciones a futuro, sedebe tener en cuenta que la vida útil de los reac-tores es de aproximadamente 35 años. Los neu-trones han estado actuando sobre la carcaza deacero y ésta ha llegado a su fin. Se debe entoncesreemplazar toda la unidad por un nuevo reactor,sólo aprovechándose el resto de las facilities.Significa esto que a los reactores instalados en ladécada del sesenta y principios de los setenta lesha llegado o les está llegando su hora.

Un simple cálculo nos lleva a concluir que si ledemandamos a la energía nuclear su fair share decrecer al 3% anual, debiendo compensar ademásaquellas que deberán desactivarse, hoy deberíaninaugurarse cerca de 17 reactores por año, elcuádruple del promedio de los últimos años.

Los desechosUna vez utilizado el combustible enriquecido elmismo se debe retirar del reactor para ser reem-plazado por combustible nuevo. Ello ocurreuna vez por año, según una secuencia predeter-minada que no viene al caso discutir aquí. Loscomponentes del combustible “quemado” son:

• 96% U238, con algo de U235 remanente • 3% productos “fisionados” (quemados).• 1% Plutonio, se forma al bombardear con

neutrones el U238.

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[U$S/kg] 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Precio U308 20 22 25 41 64 110 200

Fuente: TradeTech – www.uranium.info

Reactores may-07 Generación 2006

No. Potencia MWe billion kWh

EE.UU. 103 98,254 787.2

Francia 59 63,473 428.7

Japón 55 47,577 291.5

Rusia 31 21,743 144.3

Alemania 17 20,303 158.7

China 11 8,587 51.8

Otros países 161 110,103 795.8

Total Mundial 437 370,040 2,658

Factor de utilización 82%

Fuente: World Nuclear Association

Todos ellos distribuidos uniformemente, estoes que no están separados. ¿Qué hacemos conellos entonces, dado que es un desecho dealtísima radioactividad que, en contacto concualquier materia viviente, produce dañosirreversibles?

Es uno de los temas clave y ha provocado lareacción de gran cantidad de grupos ambien-talistas que se oponen a este tipo de energía.Hasta hoy se utilizan dos métodos de disposi-ción de los residuos. Siguiendo el primero,común en Estados Unidos, se guarda el desechotal como está. Queda en las mismas “vainas”que contenían el combustible en el reactor yse depositan estas vainas en piletas llenas deagua (ubicadas en edificios especialmente ais-lados), para lograr el enfriamiento y calmar laactividad neutrónica. Allí permanecen a laespera de hallar un día la “solución definitiva”.

El segundo método opta por el reprocesamien-to. Francia, país nuclear por excelencia, separalos tres desechos mencionados con los siguien-tes fines:

• el 96% del U238 se puede volver a enriquecer.• el 1% del plutonio es “fisionable” y se puede

volver a usar.• el 3% de los desechos fisionados son altamen-

te radioactivos y se deben almacenar definiti-vamente en un lugar especial (se mencionandesiertos, el fondo del mar, etcétera).

También lo usan el Reino Unido, Rusia yJapón (envía sus desechos a Francia que los

reprocesa y le devuelve gentilmente las partesradioactivas).

El miedo a nuevos accidentes y la bomba atómica.La estadística demuestra que hoy existen másde 400 reactores nucleares, algunos de ellos lle-van más de 30 años en funcionamiento y sólose han registrado a la fecha dos accidentes derelevancia. Pero, desde el punto de vista de laseguridad, cada país y cada individuo tienensus propios códigos y patrones para medir siuna actividad es o no aceptable. Lo que paraalgunos resulta inaceptable para otros puede serde óptima aplicación. Recordemos que Franciagenera el 78% de su electricidad con reactoresnucleares.

Cuando se mencionan materiales radioactivosla primera reacción humana tiende al rechazoabsoluto, simplemente por un temor infinitohacia “lo desconocido”. ¿Podrá estar emitiendoradioactividad? ¿Qué daño me causará si hayun escape? ¿Cuáles serán las consecuencias?

Por otra parte, hemos hablado de “enriquecer”el uranio original pasando por etapas sucesivasdesde 0.75% de U235 hasta 3.5% de U235.¿Qué pasa si seguimos el aburrido y largo pro-ceso pasando de 3.5% a 4% y a 5% y así suce-sivamente? Cuando llegamos a 90% de U235tenemos una bomba atómica como la deHiroshima. Aquel que “sabe” enriquecer hasta3.5% también “sabe” y puede llegar a 90%,dicen los que se oponen a la proliferación dearmas nucleares, aunque se trata de una verdad

41

5. La energía nuclear

a medias porque el proceso no es tan sencillo yrequiere de costosas inversiones.

Si en lugar de U235, utilizamos directamenteplutonio en suficiente concentración, tambiéntenemos una bomba atómica (la utilizada enNagasaki). En este caso podemos obtener elplutonio del reprocesamiento de los desechosnucleares.

La generación de electricidadUna planta de 1.000 MW (potencia standardhoy para energía nuclear) tiene un importantecosto inicial de 2.500 MMU$S aproximada-mente, dependiendo de diversos factores, espe-cialmente el país dónde se construya y el respe-to por el presupuesto original. Los tiempos depuesta en marcha varían de país a país, pero seencuentran entre cinco (China) y 8/10 años(resto del mundo).

El factor de utilización es excelente, superior al80% anual en todos los casos. El combustible esabundante y barato en comparación con otrasfuentes. El costo por MWh se ubica hoy enton-

ces en 66 U$S/MWh, el más competitivo res-pecto a otras formas de generación. Tiene ceroemisiones de CO2, nitrosos o azufre, lo que lahace muy deseable en un mundo cada vez másconsciente de los problemas ambientales.

A modo de conclusión se puede decir que,existiendo el know how adecuado, recurrir ala energía nuclear es decisión final de los paí-ses y las personas. Constituye una clara alter-nativa para quienes están preocupados por elefecto invernadero. Inclusive, el costo degenerar con nuclear se ve fuertemente favore-cido cuando se castiga a otras fuentes de ener-gía por emisiones de CO2 . O lo que es equi-valente, cuando se decide subsidiar con crédi-tos de carbono a aquellos que no emiten(nuclear, agua, viento). Ahora si la incerti-dumbre sobre los desechos o la posibilidad deutilización bélica prevalecen, hay que buscaralternativas en otro lado. La pregunta es¿dónde? En mi opinión, deberíamos estar encondiciones de encontrar las tecnologías ysoluciones apropiadas para un fuerte renaci-miento de la energía nuclear.

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Los biocombustibles

BiodieselExisten dos tipos de biocombustibles básicos, elbiodiesel que reemplaza al gasoil y el bioetanolque reemplaza a la nafta. Para entender las posibi-lidades de aplicación del primero en la re-defini-ción de la matriz energética, debemos comenzarpor trazar su proceso de manufactura. Veamos uncaso concreto. Por cada tonelada de soja se obtie-ne 18% de aceite (commodity) contra 82% depellets. Si tomo un litro de ese aceite y le agrego10% de metanol más 1% de hidróxido de sodio,luego de un proceso de mezcla y decantaciónobtengo un litro de biodiesel (además de un 10%de glicerina como subproducto). Podría utilizarotras oleaginosas (girasol, colza, palma), el proce-so no cambiaría sustancialmente pero el rindefinal por hectárea sería distinto en cada caso.

El aceite es el principal costo para producir unlitro de biodiesel, en el orden del 85/90%. Elresto tiene poca incidencia, compensándoseparte del costo del metanol con la venta delsubproducto glicerina. Como el aceite de olea-ginosas es un commodity a nivel mundial, concotizaciones en distintas plazas, podemos utili-zar ese precio para calcular el costo de produc-ción. Un litro de aceite de soja cuesta enRotterdam aproximadamente entre 0.75 a0.80 U$S/litro. El costo del biodiesel ex refine-ría sería de 0.90 U$S/litro, contemplando loscostos variables y la amortización de equipos.

Con el petróleo WTI en alrededor de70 U$S/bbl, un litro de gasoil ex refinería se

cotiza a 0.53 U$S/litro (antes de impuestos).La diferencia sale a luz: 0.90 contra 0.53, sincontar que el litro de biodiesel tiene un 10%menos de rendimiento energético que elgasoil de petróleo. Como puede observarse elcosto del biodiesel ex refinería es, todavíahoy, muy superior al obtenido del petróleo.Su inserción en el mercado depende, en granmedida, de la política impositiva y/o de sub-sidios que la acompañe. Un litro de gasoil sevende al consumidor final en Alemania a1.50 U$S/litro debido al alto contenidoimpositivo. Obviamente, si no aplicara losmismos impuestos al biodiesel, éste se volve-ría entonces competitivo.

La unidad típica para biodiesel ha sido hastaahora de 100.000 tn/año, con una inversiónestimada en 20/25 MMU$S. Hoy existen pro-yectos ya de hasta 400.000 tn/año que mejoranla economía de escala, pero que no modificanlas conclusiones vertidas más arriba.

Entre las ventajas del biodiesel hay que apuntarque se trata de una energía renovable cuyaimplementación podría volver a los paísesmenos dependientes del escaso y caro petróleo,necesario para producir gasoil. Un dato nomenos significativo a la hora de pensar en su uti-lización es que remplaza directamente al gasoilsin necesidad de modificar el motor que lo apro-vecha. También tiene menor emisión de CO2

(del orden del 70% respecto al gasoil petroleroequivalente) y hasta podrían imaginarse ventajaseconómicas derivadas de la venta de los créditosde carbono. Del lado de las desventajas habría

43

6. Las energías renovables

que anotar el ya mencionado menor rendimien-to energético por litro (10%) y algunas dificulta-des para utilizarlo en climas muy fríos.

Principalmente los países europeos pero tambiénalgunos más (Argentina incluida) han establecidoya un porcentaje mínimo de mezcla de biodieselen motores gasoleros. ¿Semejante determinaciónnos permite imaginar que estamos ante la solu-ción definitiva a nuestros problemas? ¿Hemosencontrado, acaso, un reemplazante para elpetróleo? ¿Y, para mejor, uno renovable? La ilu-sión choca contra algunos números de la reali-dad. La producción mundial de oleaginosasalcanza las 390 MMtn/año, la producción deaceites trepa a 120 MMtn/año mientras el con-sumo de gasoil insume 30 MMbbl/d, Haciendoun poco de matemática y teniendo en cuenta elrinde energético, concluimos que si usáramosTODO el aceite que se produce hoy en elmundo se podría llegar sólo a reemplazar un 7%del gasoil actualmente en uso a nivel mundial.

Si pensamos en cumplir con la legislación del5%, entonces el incremento en la demanda deaceite, ahora bifurcada entre jugadores alimen-ticios y energéticos, producirá un aumento deprecios importantísimo. El famoso dilema Foodvs. Oil está a la vuelta de la esquina. Los gobier-nos deberán decidir si la imposición de cuotasmínimas en el uso de biodiesel para el parqueautomotor es viable sin producir un importan-te desequilibrio en el resto de los precios.

BioetanolPara obtener bioetanol puedo partir del maíz

(Estados Unidos) o del azúcar (Brasil). Porcada tonelada fermentada de uno u otraobtendré 380 ó 630 litros de bioetanol, res-pectivamente. En ambos casos, se debe llegaral alcohol anhidro, lo que hace que el proce-so sea más complejo que en el caso del biodie-sel. Y, también, más costoso. El etanol obte-nido a partir del maíz estadounidense cuestaaproximadamente 0.55 U$S/litro (el 62% esmateria prima, el resto químicos, energía yamortización de los equipos). El etanol pro-veniente de la caña de azúcar brasileña cuestasólo 0.30 U$S/litro, por la mayor eficienciaen la producción de la caña y, también, por lamejor performance del azúcar en la fermenta-ción y producción. Una planta para producir100.000 tn de etanol al año rondaría unainversión aproximada de 60 MMU$S.

El costo etanol/maíz ex refinería en USA esentonces de 0.55 U$S/litro y el costoetanol/azúcar ex refinería en Brasil toca0.30 U$S/litro mientras el costo de un litro denafta ex refinería alcanza 0.55 U$S/litro(tomando como base WTI = 70 U$S/bbl). Sitenemos en cuenta que el etanol tiene un ren-dimiento energético de 2/3 respecto a la naftapodemos concluir que no es económicamenterentable el que proviene del maíz y que sólo esventajoso producirlo a partir de la caña de azú-car y en Brasil (no en cualquier país).

Hay naciones que, apelando a impuestos, sub-sidios y/o aranceles, apuestan a transformar loseconomics básicos para volver rentable la pro-ducción de etanol. Resulta razonable prever

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que, imponiendo la obligación de mezclar eta-nol con las naftas se introducirán fuertes distor-siones en el mercado global.

A la hora de enumerar sus ventajas, además demencionar su condición de renovable y suaporte en la disminución de la dependenciarespecto del petróleo, digamos que el bioetanolde caña de azúcar tiene un 80% menos de emi-sión de CO2 que la nafta. Una desventaja delbioetanol respecto al biodiesel es que sólopuede mezclarse hasta E10/15 sin modifica-ciones al vehículo. A partir de ese nivel sedeben utilizar los novedosos autos Flex Fuel,que hoy son furor en Brasil y aceptan cualquiermezcla de bioetanol/nafta.

En perspectiva y a manera de conclusión, pode-mos sostener que el bioetanol vive hoy su pro-pio boom. La tendencia se mantendrá enascenso en la medida en que cada vez más paí-ses decidan promover su producción y consu-mo. Sin embargo, al igual que el biodiesel, elloimplicará mayor presión sobre los productosalimenticios (el ya mencionado escenario deFood vs. Oil). Si utilizáramos TODA la cose-cha mundial de maíz y TODA la de azúcar paraproducir bioetanol, el mundo reemplazaríaapenas el 20% de su cuota de naftas, provocan-do en el camino consecuencias importantísi-mas sobre los precios de la matriz alimenticia.Por citar solo un ejemplo, durante 2006, el alzaen el precio del maíz provocó en México fuertemalestar ante la correspondiente suba en la tor-tilla de maíz, elemento esencial para la alimen-tación de millones de mexicanos.

Existe amplia coincidencia en que la mayor difi-cultad de crecimiento de los biocombustibles serála batalla Food vs. Oil. El impacto en el precio delos alimentos se podría volver intolerable si sepretende llevar la producción a valores relevantesen términos de la actual matriz dominada por elpetróleo. En atención a ello es que se ha comen-zado a investigar y producir biocombustibles uti-lizando toda la planta, no sólo el producto final.Por caso, toda la planta de maíz y no sólo los gra-nos. O, incluso, partir de productos celulósicosque no tengan como destino la alimentación delser humano. Estos biocombustibles de segundageneración recién se encuentran en fase experi-mental y, si bien existen algunas plantas piloto, secalcula que recién en los próximos 10 años sepodrán conocer sus resultados.

La energía eólicaEl viento hace girar al molino, que hace girar algenerador, que nos da la electricidad. Así de sim-ple, así de limpio. Sólo un punto en contra.“Wind. You don't always get it where you wantit and you don't always get it when you want it”.

A escala mundial, la potencia eólica instalada es:

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[MW] 2006

Alemania 20,622

España 11,615

EE.UU. 11,603

India 6,270

Dinamarca 3,136

Resto 20,987

Total 74,233

Fuente: Global Wind Energy Council

En los últimos años, ha crecido a un notable25% anual. Sin embargo, el factor de utiliza-ción anual de un molino es bajo (no siemprehay viento). Se calcula un promedio de utiliza-ción del 25%, con un mínimo rentable de20%. Los mejores lugares, la Patagonia entreellos, pueden llegar a un 40/45%. El costo deinversión en potencia eólica se ubica hoy en,aproximadamente, 1700/1800 U$S/KW insta-lado. Teniendo en cuenta el factor de carga pro-medio, el costo de energía eléctrica resultantesería de 92 U$S/MWh. Caro, pero a partir deun cálculo hecho antes de considerar algún tipode subsidio por no emisión de CO2.

Si el mundo decide premiar efectivamente lasfuentes no contaminantes (créditos de carbonomediante), los economics de la energía eólicapueden mejorar sustancialmente y ubicarseentre los más competitivos. Pero, siempre hayun pero, subyace una dificultad de escala. Conla potencia actualmente instalada (74.000 MW,1.7% de la matriz mundial) se generan 162billones de KWh por año (0.8% de la electrici-dad mundial). Crecimiento notable y futuropromisorio, pero difícil imaginarle un rol rele-vante. ¿Por qué? Muchos lugares con buen vien-to son alejados y, por lo general, desconectadosde los centros de consumo. Resulta muy onero-sa la conexión por redes de transporte eléctrico.Un ejemplo típico es la Patagonia argentina.Muchísimo viento, excelente factor de carga(42%), pero sólo una conexión reciente de1.000 MW de capacidad. Además, por la incer-tidumbre de cuando va a estar disponible, elaporte eólico se limita en cualquier red eléctrica

a un máximo del 15% de la participación.España y Alemania ya han llegado a ese límiteen algunas regiones.

Energía solarDiariamente nuestro planeta recibe energía delsol en una cantidad equivalente a más de 5.000veces sus necesidades de energía primaria. Laenergía solar es sobreabundante y está disponi-ble para todos aunque, por cierto, en diferentescantidades dependiendo de la latitud, la horadel día y la época del año.

Existen principalmente tres formas de captar laenergía solar:• Sistemas Térmicos Domésticos o Industriales,

que incluyen paneles y tubos colectores usa-dos principalmente en sistemas de calefaccióno refrigeración de edificios.

• Sistemas de concentración Solar, que incluyenbandejas parabólicas (parabolic solar troughs),torres solares (solar towers) y discos parabóli-cos (parabolic dishes) que concentran el calorcon el fin de generar electricidad en formadirecta o mediante una turbina de vapor.

• Paneles Fotovoltaicos, funcionan generandouna corriente eléctrica en forma directa cuan-do parte de los fotones contenidos en elespectro solar reaccionan químicamente conlos materiales componentes de los paneles.

A pesar de que sus costos no son competitivosrespecto a otras fuentes, en algunas pocas regio-nes (en parte debido a incentivos fiscales o regu-latorios), la energía solar es hoy día competitivaa nivel del consumidor final donde compite con

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un precio de electricidad que incluye tanto elcosto de generación como el de transporte, ladistribución y los impuestos aplicables.

Aún habiendo experimentado un crecimientofenomenal en los últimos 10 años (del ordendel 30% anual), la capacidad de generaciónsolar a nivel mundial no llega a representar el0.2% del total mundial.

Ventajas:• Ubicuidad y cero emisiones.• Disponibilidad en fase con el consumo eléc-

trico en lugares cálidos (por refrigeración).• Cero costo de combustible.

• Generación local aporta a disminución depérdidas en transporte y distribución.

Desventajas:• Alto costo de instalación y baja eficiencia.• Dificultades e inversiones para llevar a escala

con tecnología actual.• Necesidad de encontrar soluciones de almace-

namiento para garantizar suministro.

La energía solar tiene el potencial de “reservas”necesario, pero su éxito depende del desarrollode nuevas tecnologías de captación y almacena-miento que aporten a la mejora de la eficienciay la reducción de costos.

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Este ensayo se ha referido a la situación de laenergía en el mundo. Cada país sufrirá enmayor o menor medida las circunstancias deescasez y altos precios descriptos. La Argentinano escapa, ni escapará, a las “generales de laLey”. Intentaremos una breve inmersión en lasituación de nuestro país, sin pretender abarcarla problemática en su totalidad, lo que seríamotivo de una investigación integral ad hoc.Propongo desviarnos de la rutina del resto delensayo para analizar específicamente los pro-blemas y las soluciones particulares que lecorresponden por sus características específicasa la Argentina, amén de los que le derivan de lasituación mundial.

Las necesidades y las fuentesEl producto bruto argentino ha crecido a razónde 5% anual en los últimos cinco años (mayorporcentaje si se toman los últimos tres). Ello hatraído aparejado un crecimiento de la demandaenergética según se muestra en la curva siguien-te, tanto para la energía en general cuanto parala demanda eléctrica, específicamente.

El perfil de la matriz energética argentina esbastante diferente a la matriz mundial yapresentada.

Argentina eligió el gas como principal fuenteenergética en detrimento del carbón, el cualsólo participa tangencialmente en nuestracanasta. Esta particularidad nos hace más vul-nerables y nos restringe en nuestra posibili-dad de elección.

Resulta interesante observar las fuentes deenergía utilizadas para la generación de ener-gía eléctrica: (ver página siguiente).

También aquí observamos nuestra alta depen-dencia del gas natural, cuya reciente escasez viene

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7. La situación argentina

Energía

[MMtoe] 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Consumo

Energía

Primaria 65.4 63.0 68.3 71.4 71.7 77.9

Fuente: Secretaría de Energía Argentina

Electricidad

[GWh] 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Consumo

Energía

Eléctrica 73,599 72,111 77,767 82,933 87,783 96,814

Fuente: Cammesa

Argentina Mundo

Petróleo 38% 36%

Gas Natural 52% 23%

Carbón 1% 28%

Nuclear 3% 6%

Renovables 5% 7%

Fuente: Secretaría de Energía Argentina - BP Statistical Review of World 2007

provocando una mayor necesidad de utilizarcombustibles líquidos (como fuel oil y gasoil),cuyo precio relativo es varias veces superior.

El petróleoLa producción de petróleo argentina llegó a supico (quizás el famoso peak oil ya descripto) en1998 y, a partir de entonces, comenzó a decli-nar. El consumo, por el contrario, volvió aincrementarse a partir de 2002 por mayordemanda de naftas y gasoil derivados del creci-miento y, últimamente, por la demanda confines de generación eléctrica.

Veamos el gráfico:

De continuar la tendencia, nuestro país se con-vertirá en importador neto a partir del año 2009.

¿Debería asustarnos el hecho de transformar-nos en importadores? No, de hecho la mayorparte de los países más desarrollados son fuer-tes importadores de petróleo. Pero es evidenteque debemos enfrentar sin dilación un debatesobre precios relativos. Los precios argentinosde naftas y gasoil se encuentran entre los másbaratos del mundo, inclusive en comparacióncon el resto de los países latinoamericanos. Laconclusión viene sola: Argentina fija para suscombustibles en general un valor domésticoque no responde a la realidad internacional quese vive y, mucho menos, que se vivirá.

Tanto para el petróleo crudo como para el gasnatural, la necesidad de importar a preciosinternacionales nos impondrá un corsé difícilde tolerar. Tarde o temprano, la pregunta será:¿Quién debe hacerse cargo de los mayores pre-cios? ¿Los consumidores directos de esos com-bustibles o, como sucede hasta hoy, el Estado y“otros contribuyentes”?

El gas naturalLa demanda de gas ha venido acompañando elcrecimiento de la economía pero la produccióndoméstica no ha podido seguir su ritmo, pro-vocando en este último año una suspensiónprácticamente total de las exportaciones, ade-más de restricciones a la industria y un paulati-no retorno a la condición de país importador.

Veamos las curvas:

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Argentina Mundo

Petróleo 10% 10%

Gas Natural 45% 15%

Carbón 1% 40%

Hidro 38% 19%

Nuclear 6% 16%

Fuente: Cammesa- EIA-DOE - IEA -World Nuclear Asociation

Producción Mm3/d

96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Fuente: Secretaría de Energía Argentina

Consumo Mm3/d

Mm3/d

Pero el problema con el gas es de mayor enver-gadura al del petróleo ya descripto. Con elpetróleo se trata simplemente de una cuestiónde precios contra recursos: tomada la decisiónde importar petróleo y contando con las divisaspara hacerlo, espero la llegada del barco y solu-cionado el asunto.

Con el gas es distinto. Por varias razones. Paraempezar y como ya vimos, la Argentina es alta-mente gas-dependiente en su matriz energética.Muy pocos países en el mundo nos superan enel porcentaje gasífero de su matriz.

La falta de gas ya ha provocado problemasdurante este invierno. La industria ha debidorestringir parte de su consumo (se ha incluidoun valor de 5MMm3/día como demanda insa-tisfecha en el cuadro) y la generación eléctrica hadebido recurrir a sus preciados embalses, al tiem-po que también se ha debido reemplazar partede la generación a gas por combustibles líquidosalternativos, con un costo muy superior.

Al declinar la producción argentina y volversenecesaria la importación de gas, las preguntasque se imponen son dos: desde dónde y cómolo traigo. Con el petróleo no hay problema,pero con el gas hay matices. Para la Argentina,una obvia alternativa es Bolivia, razón por lacual se prevé construir el Gasoducto delNoreste. Si ese aporte no fuere suficiente, laúnica opción para mantener como hasta ahorala incidencia del gas en nuestra matriz energé-tica será el LNG. Esta opción agrega, y no esun asunto menor, la necesidad de construircomo mínimo una planta de regasificacióncomo terminal de descarga.

Por otra parte, los bajos precios del gas en com-paración con valores internacionales siguenimpulsando el consumo, el cual ya se nutre degas importado a valores varias veces superiores.Los casos más elocuentes de esta distorsión sonel gas residencial y el gas natural comprimidopara los vehículos. De nuevo surge la preguntade rigor: a partir de ahora, ¿quién pagará elmayor precio de importación?

La generación eléctricaEn 2007, la demanda eléctrica argentina ha supe-rado la oferta. Como consecuencia directa sobre-vinieron cortes programados a industrias y gran-des clientes. Ha sido necesaria la utilización de lahidroelectricidad a pleno durante el invierno,con la consiguiente reducción del nivel de losembalses del Comahue, preciada “reserva deagua” para generación futura. Por fin, se debióutilizar fuel oil y gasoil para reemplazar al gascomo combustible para generadores eléctricos,

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Producción MMm3/d

96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 inv07

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Fuente: Secretaría de Energía Argentina - IAPG - Enargas

Consumo MMm3/d

MMm3/d

con efectos negativos sobre la potencia entregaday los mayores costos asociados que ello implica.

Existe también en electricidad una señal deprecios relativos que dista mucho de acercarse alos valores internacionales. Sólo se ha corregidoparcialmente con algunos valores aplicados a laindustria por sus consumos en exceso al año2005, dentro del llamado Plan Energía Plus.Incentivada por los bajos precios, la demandaresidencial y comercial sigue creciendo.

Resulta difícil imaginar que este desbalanceentre oferta y demanda se pueda corregir en lospróximos dos años. Las inversiones en genera-ción eléctrica toman su tiempo e, incluso los yaanunciados ciclos combinados de 800 MW(2008), apenas conseguirán paliar las presentesy futuras nuevas demandas ya en ciernes. Laescasez de gas obligará a recurrir al gas oil parahacerlos funcionar, con la consiguiente secuelade mayores importaciones y costos.

Las solucionesUna vez que se plantea y se entiende el proble-ma de la crisis energética y nuestro futuro, lasolución comienza a ser poco a poco más clara,principalmente porque no hay demasiadas a lavista y termina por ser única. Lo que no quieredecir que sea de fácil implementación y, menosaún, indolora. Será dolorosa, en la Argentina,como en todo el mundo.

Como en el juego de la perinola, la respuestaque más abajo se acompaña podrá sonar a“ponga un poco de cada cosa”. Pero, es lo que

nos espera. Aún así será difícil “alcanzar lademanda”, sin ir más lejos por los tiempos aso-ciados a las puestas en marcha de proyectosenergéticos como los que proponemos. Paraentendernos: se necesitan 2 años para desarro-llar ciclos combinados a gas, 4 años para unaplanta de regasificación, 4 años para una usinaa carbón, de 4 a 5 años para una hidroeléctricay 6 a 7 años para una central nuclear.

Veamos algunas iniciativas ineludibles:

Petróleo• En términos de petróleo y derivados, el asun-

to es tan sencillo como prepararnos paraimportar cantidades crecientes, tanto decrudo como de fuel oil y gasoil.

• Habría que sincerar paulatinamente los pre-cios domésticos, para permitir el libre juegode la oferta y la demanda, que evite la escasez.No hay energía más cara que la que no setiene. Si no, preguntarle al productor decampo qué prefiere cuando le falta gasoil: ¿notener o pagar el precio internacional? La res-puesta es obvia.

• También promover, sin limitaciones, la inver-sión masiva en biocombustibles, comenzandopor modificar la legislación actual que resultademasiado restrictiva.

Gas natural• El gas natural reclama la construcción del

Gasoducto Noreste, amén de trabajar ensociedad con el gobierno boliviano para quese realicen las inversiones necesarias (que sonmuchas) en el upstream de ese país para que

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el ducto tenga la alimentación deseada. Untema nada menor, por cierto.

• Construir una planta de regasificación concapacidad para 17 MMm3/d (un tren). Dejarprevisto ya en las instalaciones y facilities laposibilidad de construir otro tren dentro delos próximos 10 años.

• Por fin, liberar paulatinamente los precios detoda la cadena de valor del gas natural. El propó-sito es múltiple. El primero es que los consumi-dores “se hagan cargo” de la realidad que nosespera en materia energética y adapten su consu-mo al nuevo escenario de escasez. Tarde o tem-prano ello ocurrirá, y mejor para todos que seatemprano. El segundo, aunque igual de impor-tante, es lograr la realización de inversionesgenuinas, frente a las nuevas señales de precios.

Generación eléctrica• Al igual que a nivel mundial, la solución com-

bina un poco de todo… pero rápido. Por lopronto, seguir con el programa de ciclos com-binados ya lanzado, a la espera del gas quepueda aportar el gasoducto desde Bolivia.Hasta tanto, se deberá utilizar gasoil.

• Lanzar una usina de generación a carbón de800/1.000 MW. Argentina cuenta con sólouna en San Nicolás, Provincia de BuenosAires. El carbón, como ya se explicó, es abun-dante en el mundo y fácil de importar, contri-buyendo así a una menor dependencia paula-tina del gas natural.

• Lanzar la construcción de la cuarta usinanuclear de 1.000 MW (la tercera está en mar-cha) aprovechando el know how argentino enla materia.

• Continuar con el desarrollo hidroeléctrico.Todo proyecto debe ser bienvenido.

• Comenzar definitivamente con el desarrolloeólico y solar.

A manera de conclusiónMe arriesgo a decir que, si sentáramos alrede-dor de una mesa a diez argentinos expertos enenergía, sus diagnósticos y sus “soluciones”serían muy similares a los planteados aquí.Tengo esa visión porque, a decir verdad, nohay otras. A nadie se le ocurriría hoy hablarseriamente de una economía girando alrede-dor del hidrógeno.

Quiero alertar, sin embargo, que el problemaexcede el marco del análisis energético.Debemos decidir quién se va a encargar de lle-var adelante estos intentos de solución. EstadosUnidos, Chile, China e Italia, por mencionarsólo algunos países, se encuentran hoy frente adilemas energéticos muy similares a los nuestrosy deberán decidir. También nosotros, los argen-tinos, debemos decidir. ¿Quién invertirá? ¿Seráel Estado o serán los privados? ¿Será una combi-nación entre ambos? ¿Bajo qué marco regulato-rio y jurídico? ¿Con qué “ingeniería financiera”?Si asumimos que la energía es escasa, tambiéndebemos saber que no sobra el tiempo.

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La Canasta de EnergéticosAunque ciertamente no para todos, el SigloXX se puede caracterizar como uno de energía“barata”. Esa condición definió en buenamedida el perfil de nuestra actual forma devida. Cien años atrás, el total del consumohumano alcanzaba apenas el 5% de la energíaque hoy demanda. No existían ni el avión niel aire acondicionado, todavía no había naci-do el televisor y Henry Ford recién presentabaen sociedad su Ford T. Hoy difícilmentepodamos dar marcha atrás en nuestras apeten-cias energéticas. Mucho menos si pensamosque, a nivel mundial, existen diferencias feno-menales en el consumo per cápita entre distin-tos países (sin ir más lejos, la distancia entreEstados Unidos y China es de 7 a 1).

Desde el punto de vista energético, entonces,tanto desde el análisis realizado de la posibleoferta de cada fuente como de la realidad de lademanda, la época que viene traerá un sosteni-do crecimiento en los precios de la actualcanasta de combustibles.

En el actual contexto es indudable el rol pri-mordial que le cabe a la OPEP en el suminis-tro de petróleo. Principalmente por la yaexplicada imposibilidad del resto del mundopara incrementar la oferta, habiendo llegadohoy a su plateau y entrado en su posible decli-nación. Ahora bien, las reservas de los países

de la OPEP tampoco son infinitas. En casitodos los casos, sus economías dependen delos ingresos derivados del petróleo y poco hanpodido hacer para modificar tal “dependen-cia”. Si usted fuese Arabia Saudita, ¿quéharía? ¿Entregaría hoy todo el preciado petró-leo o intentaría dosificarlo para preservarlo,como fuente de bienestar, para sus futurasgeneraciones?

Para estos países, la mejor estrategia de largoplazo será ir encontrando el precio “máximo”del petróleo sin provocar una recesión en laeconomía mundial. Desde el 2000 hasta lafecha, ese precio ha ido subiendo año a añode 20 U$S/bbl, a 30, a 40, a 50, a 60, a 70.Pese a ello, el mundo siguió creciendo y elconsumo, aumentando. En Europa, paraentenderlo con un ejemplo, aún con el preciodel petróleo en su valor actual de 70 U$S/bbl,el litro de nafta sigue teniendo un contenidoimpositivo promedio en el surtidor de 65%(como hace cinco años). En otras palabras, elconsumidor paga el triple de lo que cuesta lamateria prima, por decisión de su propiogobierno. Igual consume.

Sostengo que todavía hay un margen impor-tante para el aumento del precio del petróleosin entrar en recesión, la que podría sobrevenirpor otras razones, de índole financiera o porliso y llano sobrecalentamiento.

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8. Los caminos obligados

Otras energíasHemos recorrido en cada capítulo las distintasfuentes de energía que deberían ir, poco a poco,contribuyendo al crecimiento de la demanda yllegar en auxilio del petróleo con su realidaddeclinante. Pero, hemos visto también, contoda claridad, que ninguna de las otras fuentesgoza de buena salud. Todas ellas viven su pro-pio calvario. Ninguna aparece como la “bala deplata” a nuestro alcance. ¿Qué hacemos, enton-ces, frente a la actual y creciente demanda ener-gética y de combustibles?

Muchos analistas confían en que los proyectosde investigación y desarrollo en curso aportaránnuevas y maravillosas fuentes que solucionennuestros problemas energéticos y, también,ambientales. “El ser humano tiene una enormecreatividad, pronto surgirá la tecnología ade-cuada”, escuchamos con frecuencia. Mi opi-nión es que, posiblemente, habrá novedades,pero nada nos evitará entrar de lleno en la cri-sis que se avecina.

Analizando los últimos cien años de innovación,en rigor la única novedad de peso ha sido el de-sarrollo de la energía nuclear, hoy fuertementecuestionada. Todas las demás fuentes eran yaconocidas a principios del Siglo XX y ocupantodavía hoy el 94 % de la energía mundial.

P x Q. Oferta y DemandaEn la ecuación energética de P, precio, y Q,cantidad, ambas tan importantes para nuestravida en general, la única variable que deberíainteresarle a partir de ahora a los países y a las

sociedades en general es “asegurar Q”. A cual-quier precio, porque la energía más cara es laque no se tiene.

Se viene la era de la escasez, ya es un secreto avoces. El gas natural sufre su cuello de botellacon el LNG, el carbón sufre y seguirá sufrien-do la embestida ambientalista (con razón), laenergía nuclear (posible solución) llega consuerte a partir del octavo año de tomada ladecisión y así sucesivamente. Los mercados hansabido interpretar esta realidad y están ajustan-do sus valores. Y seguirán ajustando.

Los Caminos ObligadosLuego de pensar en los escenarios posibles,habiendo profundizado en la posibilidad decada fuente de energía de acuerdo a sus carac-terísticas y condicionantes, los caminos (aun-que escabrosos) están a la vista… simplementeporque no hay otros.

El petróleo reclama ahorro y eficiencia.Podemos esperar que la ley de la oferta y lademanda cumpla su rol (en función de los ele-vados precios que se vienen), pero no será sufi-ciente. Se debe actuar imponiendo a la indus-tria automotriz la manufactura obligada devehículos con mejor relación Km/litro e instru-mentando velocidades máximas en las rutas.

La electricidad demanda artefactos domésticosde mayor rendimiento así como estándares deconstrucción y diseños de iluminación más efi-cientes. Habrá que analizar cuadros tarifarios conpenalidades ejemplares al exceso de consumo, lo

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mismo que para el gas natural, al que se deberásostener eliminando las trabas para la construc-ción de plantas de liquefacción y regasificación.

La energía nuclear necesita decisiones consen-suadas que permitan el desarrollo de nuevascentrales mientras la producción de carbóndeberá orientarse a tecnologías con menor emi-sión por MWh generado (sin dudas, los crédi-tos de carbono serán un aliciente). Los renova-bles, por fin, esperan el empujón que los hagacrecer, tecnologías mediante, a pesar de sumínima incidencia actual.

¿Quién se hace cargo?Desde el tablero de las decisiones energéticas,los tiempos se cuentan en lustros o décadas.Cuando llega el dolor es tarde porque ya no haytratamiento posible.

Se requieren verdaderos estadistas a escalamundial para corregir el rumbo a tiempo, prin-cipalmente porque ninguna de las solucionesposibles tiene “aceptación pública” inmediata.

No es posible pensar que el problema se resol-verá con decisiones unilaterales de cada país

porque su alcance es global. Toda decisión anivel país afecta al resto del mundo.

Pensemos, sin ir más lejos, en el cambio climá-tico. Una usina a carbón emite CO2 a la atmós-fera y afecta a todos por igual, no importadónde esté instalada. Los impuestos y subsidiosa la emisión deben ser acordados, entonces, portodos los involucrados.

Pensemos en la decisión de Estados Unidosde reemplazar un 20% de su consumo de naf-tas por combustibles renovables. En caso delograrlo, habrá afectado a la industria alimen-ticia toda, con el consiguiente cambio en elstandard de vida del resto del mundo.

El tema energético, y sus consecuenciasambientales, debería ser capítulo uno en cual-quier agenda de foro u organismo internacionalque pretenda ocuparse de los temas globales.

Como consecuencia de los mayores precios dela canasta energética o como resultado delcumplimiento de las nuevas normas de convi-vencia, nuestra vida está cambiando. Y es sóloel comienzo.

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8. Los caminos obligados

Esta publicación se terminó de imprimir en Buenos Aires en Septiembre de 2007.


energía en el mundo “la era de la escasez”e… · en términos simples, el mundo utiliza la...

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