Provengan de donde provengan, las cifras son elocuentes. La matriz energética argentina -fuertemente dependiente del gas y otros combustibles- está en aprietos. El porqué de la actual situación varía según el cristal con que se mire. Mientas el arco opositor fustiga los subsidios y la falta de incentivos para la inversión, el gobierno nacional aduce que la caída de reservas se remonta a hace más de diez años, que los precios subsidiados amparan a los más débiles y que el crecimiento económico elevó fuertemente la demanda.

Las reservas comprobadas de hidrocarburos (que abarcan petróleo y gas) totalizan en la actualidad 665 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep). En el 2000, las reservas totales eran de 1.070 millones de tep, con lo cual ahora el país tiene un 38% menos de hidrocarburos disponibles que hace una década.

Las reservas de gas llegaron en el 2009 a 378.862 millones de metros cúbicos, menos de la mitad de los 77.609 millones registrados en el 2000. Medido en tiempo, el horizonte de reservas de gas natural bajó de 17,2 a sólo 7,8 en diez años. El país cayó del 22º al 42º lugar entre las naciones de mayores reservas de gas.

Otro indicio del actual cuadro de situación lo dan las importaciones: de Bolivia llegan 6 millones de metros cúbicos de gas por día, con un costo de 600 millones de dólares anuales.

El GNL que arriba a través de barcos suma otros 500 millones de dólares, mientras que las compras de combustibles líquidos para suplantar la falta de gas en las centrales térmicas trepan a los 800 millones.

Sumando las compras de energía a los países limítrofes por otros 400 millones, se llega al total de 2.300 millones de dólares anuales, algo más de 6 millones diarios.

Además, la demanda viene creciendo en forma sostenida. A la recuperación económica que comenzó en el 2002 -sólo hubo una merma el año pasado, en coincidencia con la crisis mundial- se agregó últimamente la cuestión estacional, con días muy fríos. En julio se superaron por primera vez en la historia los 10.000 gigavatios hora (GWh) de consumo, mientras que el 3 de agosto se demandaron 20.396 MW de potencia.

Para revertir la situación hay dos caminos. Uno es ampliar las reservas de gas y petróleo, para lo cual las empresas piden precios mucho más altos que los actuales, que les permitan solventar las fuertes inversiones a realizar en tareas exploratorias.

Por caso, Neuquén tiene existencias muy importantes de gas en arcillas y arenas compactas, pero se necesitan valores tres veces superiores al actual en el millón de BTU para poder convertirlas en reservas. Esta posibilidad, beneficiosa para las provincias productoras, tiene una desventaja muy grande: se trata de recursos no renovables.

La otra forma de atacar el problema es ir reemplazando la producción de electricidad en base a los hidrocarburos con otros insumos más limpios y, sobre todo, renovables. Es un camino largo que ya se empezó a recorrer, pero que verá sus frutos a lo largo del tiempo y que también requiere de inversiones varias veces millonarias.

Aprovechamientos hidroeléctricos

Los nuevos aportes de energía hidroeléctrica más cercanos en el tiempo provendrán de las obras de finalización de Yacyretá. El plan de terminación de esta monumental represa comenzó en el 2004. Elevando la cota de operación de 76 a 80 msnm (metros sobre el nivel del mar) se consiguieron 800 MW y 5.400 GWH adicionales de potencia y generación por año respectivamente. Cuando se llegue a operar en los 83 msnm previstos originalmente (se estima para fines de este año o comienzos del 2011) Yacyretá podrá disponer de los 3.200 MW de potencia instalada en sus 20 turbinas y producirá 20.000 GWh.

Con Paraguay se proyectan otras dos centrales hidroeléctricas: Garabí, de 1.200 MW, y Corpus, de casi 2.900 MW. La previsión es que comiencen a funcionar en el 2016 y el 2020 respectivamente.

Los emprendimientos más próximos a concretarse son Cóndor Cliff-La Barrancosa y Chihuido I, que ya fueron adjudicados. El primero se ubica en la provincia de Santa Cruz, sobre el río del mismo nombre. El consorcio formado por Impsa, Corporación América y Camargo Correa construirá esta obra que, una vez concluida, aportará 1.700 MW de potencia y una generación de 5.000 GWh por año. Tendrá un costo aproximado de 3.900 millones de dólares.

El otro emprendimiento recientemente adjudicado es el de Chihuido I, en la provincia de Neuquén. Cuando la UTE conformada por Electroingeniería SA, Constructora OAS LTD, CPC SA, Hidrocuyo SA y Rovella Carranza SA termine la obra, que tiene un presupuesto de 1.526 millones de dólares, se contará con 640 MW de potencia que generarán 1.750 GWh por año.

En una etapa previa a los anteriores, se encuentra el aprovechamiento multipropósito Los Blancos I y II, sobre el río Tunuyán, en la provincia de Mendoza. Allí habrá que invertir cerca de 700 millones de dólares para obtener 484 MW que permitirán generar 1.200 GWh por año.

De dimensiones más pequeñas, se encuentra próxima a iniciarse la obra del dique Punta Negra, a 15 kilómetros del recientemente inaugurado Los Caracoles, sobre el río San Juan de la provincia homónima. Serán 62 MW y 296 GWh los que se sumarán al sistema interconectado cuando la UTE Techint-Panedile finalice los trabajos. La inversión será de 330 millones de dólares.

La Secretaría de Energía de la Nación tiene en carpeta para la segunda mitad de esta década otros aprovechamientos hidroeléctricos (varios en la región Comahue) como La Caridad, el Baqueano, Michihuao, La Rinconada y otros que aportarían en conjunto unos 2.000 MW de potencia. Pero los más importantes serían binacionales: Garabí, Roncador y Corpus, con un aporte de 5.000 MW.

La mayoría de estas obras hidroeléctricas (en marcha y a construirse) corresponde a viejos proyectos de la ya desaparecida empresa estatal Agua y Energía, algunos de hace 40 años. Además del beneficio de la energía que aportarán, son obras que pondrán bajo riego miles de hectáreas y servirán para atenuar crecidas de los ríos.

Energía nuclear

Para septiembre del 2011 se estima la puesta en funcionamiento de la central atómica Atucha II, que aportará 700 MW al sistema eléctrico nacional. La construcción de esta central, ubicada en las adyacencias de Atucha I, se reactivó en el 2006 luego de 20 años de parálisis. A finalizar las obras se destinaron 2.200 millones de dólares.

El Plan Nuclear contempla también la concreción del proyecto Carem 25, el primer reactor de potencia realizado íntegramente con tecnología nacional. Se trata de un prototipo de 25 MW que podría estar operativo en el 2014. Con la información que se genere con ese prototipo, más la experiencia acumulada, se construirá un Carem de 150 MW que se instalará en Formosa.

Se proyecta además una cuarta central con entrada en servicio antes del 2020. Aportaría otros 1.500 MW, generando 10.000 GWh por año.

Otros aportes

Recientemente el Ministerio de Planificación Federal adjudicó 895 MW de potencia para abastecer de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Se trata de energía eólica por 754 MW, térmica con biocombustibles por 110,4 MW, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos por 10,6 MW y solar fotovoltaica por 20 MW. Asimismo, se han relanzado procesos licitatorios para la provisión de energía eléctrica proveniente de los renglones correspondientes a geotermia, solar térmica, biogás y residuos sólidos urbanos.

Por fuera de esta licitación nacional, la provincia de Neuquén acaba de adjudicar a Geothermal One la construcción de una usina geotérmica de 30 MW en la zona de Copahue. La firma canadiense invertirá 100 millones de dólares para el emprendimiento, primero en su tipo en Latinoamérica. Además, varias empresas se presentaron en la licitación para medir el recurso eólico tanto en tierras fiscales como privadas. De resultar positivo, luego se construirán los parques respectivos.

En San Juan, la empresa Emgasud comenzará el mes próximo a construir dos plantas de energía solar fotovoltaica. Para producir 20 MW se requerirá una inversión de 125 millones de dólares. En la provincia de Chaco, Enarsa se asociará con capitales privados para construir otra planta de energía solar de 10 MW.

Mientras tanto Cargill, la mayor exportadora de granos y aceites del país, anunció su entrada al negocio energético. Con una inversión de 450 millones de dólares, se propone levantar una planta que producirá biodiésel a partir de soja y otra que generará energía eléctrica, fundamentalmente para evitar las restricciones en el suministro de gas.

Otro viejo proyecto que se reflotó y que ya está en marcha se encuentra en río Turbio, Santa Cruz. Allí la española Isolux Corsan invertirá cerca de 300 millones de dólares en una central termoeléctrica alimentada a carbón y que tendrá una potencia instalada de 240 MW. Si bien el carbón es un recurso no renovable, los 700 millones de toneladas de reservas existentes en el yacimiento asegurarían el funcionamiento de la usina por los próximos cinco siglos.
 

Potencias

El sistema eléctrico nacional contaba a abril de este año con una potencia instalada de 27.656 MW. La electricidad proveniente de usinas térmicas aporta el 58%, la hidroelectricidad el 38% y la nuclear, el 4%. En el transcurso del 2011 tendrían que incorporarse 1.700 MW adicionales con Yacyretá operando en el máximo de su cota y la central Atucha II funcionando a pleno. Es difícil estimar si estos nuevos aportes serán suficientes para dejar de importar gas, combustibles líquidos y electricidad, pero sin dudas aliviarán considerablemente la situación.

En un mediano plazo, contando los emprendimientos hidroeléctricos en marcha o ya adjudicados, más la central térmica a carbón de Río Turbio, se podrían sumar otros 3.100 MW. Esto no sucedería antes del 2015. Mientras tanto, llegando a finales de la década estarían en funcionamiento tres grandes centrales hidroeléctricas binacionales, varias más en territorio argentino y otros emprendimientos de energía eólica, geotérmica, solar y nuclear, que sumarían cerca de 8.000 nuevos MW de potencia.

En síntesis, en los próximos 10 ó 15 años se incrementaría en un 50% la capacidad instalada del país.

PABLO LUPANO

pablolupano@hotmail.com