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10 de febrero de 2011 | Autor: GPMontserrat
Propuesta de Generación Eléctrica para un Desarrollo Sustentable 2011-2020
1. Objetivo
El objetivo de este documento es describir el plan de acción 2011 – 2020 de generación eléctrica para proveer la energía necesaria para un desarrollo sustentable y al mismo tiempo mejorar la matriz energética argentina.
Está claro que las políticas aplicadas hasta ahora en el área energética por los sucesivos gobiernos han provocado grandes distorsiones, falta de inversión y escasa preocupación por los temas ambientales, dejando en una situación muy compleja a la próxima gestión de gobierno.
2. Situación Actual
2.1. Características Generales de la Oferta Energética Actual
El sistema actual de producción de energía primaria está basado fundamentalmente en el uso de hidrocarburos (87 % del total), seguidos por un escaso 9,8 % de fuentes renovables y un 3,2 % de origen nuclear. La parte de hidrocarburos, se puede discriminar en 48 % Gas, 38 % Petróleo y sus derivados y 1 % Carbón. En el 9,8 % de energías renovables la principal es la hidráulica, con 5,2 %, luego otros con 2,4 % (incluyendo solar, eólica, etc.), el bagazo con 1,1 % y la leña con un porcentaje similar.
2.2. Energía Eléctrica
Si analizamos la totalidad de la energía eléctrica generada en el primer trimestre del año 2010, se puede observar que se agregaron al sistema 623 MW, llegando la potencia total instalada a 27668 MW. La distribución de la generación en Marzo de 2010 tuvo los siguientes orígenes: 59 % térmico, 35 % hidráulico y 6 % nuclear. Debemos destacar que históricamente se ha presentado un 30% de indisponibilidad en el parque térmico, porcentaje que en los últimos tiempos alcanza a veces picos del 40 %, debido al escaso mantenimiento del sistema en su conjunto. Los picos de la demanda han llegado a los 19370 MW en el verano 2009 – 2010, y a los 19566 MW en el último invierno (mes de julio). Considerando la indisponibilidad térmica y que las centrales hidráulicas no pueden funcionar en forma permanente a potencia instalada, se ha debido importar energía de Brasil pues hoy no existe un margen mínimo entre la demanda y la oferta realmente disponible.
2.2.1. Energía Hidroeléctrica
Desde la desarticulación en los años 90 de las empresas estatales Agua y Energía e Hidronor, no se han desarrollado obras de gran escala desde el punto de vista hidroeléctrico.
La obra más importante en ejecución es el recrecimiento de la cota a 83 msnm del embalse de Yacyretá. Este emprendimiento se compone de una serie de obras en distintos distritos y fundamentalmente en la zona de Posadas, de las cuales algunas se están ejecutando. Este recrecimiento permitirá agregar aproximadamente otros 600 MW al sistema. Se prevé su terminación para el año 2011, pero dado el ritmo de trabajo actual parece difícil que pueda cumplirse.
En los últimos dos años el actual gobierno le ha prestado más atención a las posibles obras hidroeléctricas, y en la actualidad están en procesos licitatorios las obras de Chihuido (ya adjudicada al consorcio liderado por Electroingeniería y CPC por u$s 1560 millones) con una potencia a instalar de 478 MW; las obras de Cóndor Cliff y La Barrancosa, con una potencia instalada de 1740 MW (ya licitadas pero aún no adjudicadas), y las obras de Los Blancos I y II, con 486 MW en total (aún no se presentaron las ofertas, con un presupuesto estimado de u$s 700 millones).
2.2.2. Energía Termoeléctrica
A modo de ejemplo, podemos mencionar que se han realizado dos obras importantes: las Centrales Gral. José de San Martín en Timbúes, Provincia de Santa Fe, y Gral. Manuel Belgrano en Campana, Provincia de Buenos Aires, de 823 MW cada una, ciclo combinado, con equipos Siemens. En ambos casos participó como constructora la empresa Electroingeniería, en consorcio con otros grupos. Están actualmente en construcción la central Pilar (Córdoba) de 465 MW en ciclo combinado (ya habilitados 168 MW), las ampliaciones de las centrales de la costa de Buenos Aires en Villa Gesell (TG de 57 MW) y la de Mar del Plata (TG de 120 MW).
En el año 2009 se contrataron otras dos centrales térmicas, Ensenada de Barragán, cerca de La Plata (Buenos Aires) de 540 MW por $ 1500 millones, y Brigadier López (Santa Fe) de 270 MW por $ 1016 millones, en construcción en estos momentos.
También se encuentra en marcha el programa “Energía Delivery” que consiste en la instalación de 40 pequeñas centrales en puntas de línea con una potencia total de 700 MW, de los cuales 590 MW ya están en funcionamiento. El programa “Energía Delivery” nació como respuesta a la falta de capacidad de las líneas de transmisión en el NOA y NEA. Este plan implica un elevado costo de producción (6 veces el costo marginal del MEM), y trae aparejada la contaminación del aire en zonas que hasta ahora no estaban afectadas, como Villa Ángela y Charata (Chaco) por la baja eficiencia de los equipos.
También se encuentra en construcción la central Río Turbio, de 240 MW, que funcionará a carbón. La misma ha sido muy objetada por los expertos ambientales, dada su cercanía con los glaciares.
Debe analizarse con profundidad la demanda de gas que generarán estas nuevas centrales cuando estén en servicio.
2.2.3. Energía Nuclear
A partir del año 2007, el actual gobierno ha aumentado la inversión en la CNEA, a diferencia de lo ocurrido en el período 2003 – 2007, en el cual no se realizaron avances significativos en el tema.
En este marco se ha acelerado la ejecución de la obra Atucha II, con una potencia instalada de 750 MW, previendo la finalización para diciembre de 2011. Dado el avance actual de las obras parece difícil que pueda cumplirse dicho plazo.
2.2.4. Energías Alternativas Renovables
En el transcurso de este año 2010, la empresa estatal Enarsa ha llamado a una licitación para incrementar el uso de fuentes renovables de energía, denominada GENREN, y ha recibido ofertas por 1.436,5 MW, superándose en más del 40% la potencia solicitada. Se han presentado proyectos para las provincias de Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Mendoza, Neuquén, Río Negro, San Juan, Santa Cruz y Santa Fe.
En total han participado 22 empresas y han presentado 51 proyectos, de los cuales 27 correspondieron a Energía Eólica (1.182 MW), 7 a Térmicas con Biocombustible (155,4 MW), 7 a Energía Solar Fotovoltaica (22,2 MW), 5 a Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (10,6 MW), 3 a Biomasa (52,3 MW) y 2 a Biogas (14 MW).
La Comisión Evaluadora realizó un orden de conveniencia económica que ponderó, entre otros ítems, el porcentaje de componente local de las propuestas (certificado por ADIMRA), los precios ofertados y el tiempo de habilitación de las centrales. En este sentido, se ha determinado conveniente la adjudicación de un total de 895 MW de potencia distribuidos de acuerdo al siguiente detalle: “Eólica” 754 MW; “Térmica con Biocombustibles” 110,4 MW; “Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos” 10,6 MW; “Solar Fotovoltaica” 20 MW. Asimismo, se han relanzado procesos licitatorios para la provisión de energía eléctrica proveniente de los renglones correspondientes a Geotermia, Solar Térmica, Biogas y Residuos Sólidos Urbanos, que fracasaron en primera instancia.
3. Propuesta de Plan de Acción
La propuesta de plan de acción será de largo plazo, analizando el período 2011 – 2020, para ponerlo a consideración de las distintas fuerzas políticas y darle fuerza de política de estado.
Los ejes de acción fundamentales serán:
* Desarrollar proyectos de largo plazo, a fin de garantizar energía suficiente para acompañar el crecimiento de la demanda.
Prácticamente la demanda de energía sigue los pasos del crecimiento del PBI, y en consecuencia, dar previsibilidad a la oferta energética es sinónimo de asegurar las posibilidades de crecimiento.
* Promover una diversificación en la matriz energética del país aliviando la dependencia de los hidrocarburos, en especial del gas.
* Promover el uso racional de energía.
* Priorizar obras que no aumenten el efecto invernadero por emisión de CO2.
* Generar un nuevo sistema tarifario que incluya tarifas sociales para la franja más pobre de la población y que sea progresivo, premiando los consumos bajos y castigando los consumos desmedidos.
3.1. Propuestas de Generación Energía Eléctrica
El plan abarcará una serie de obras que se desarrollarán entre el año 2010 y el 2020, contando con una presencia activa del Estado Nacional, ya sea por inversión directa o por sistemas de financiación privados y mixtos, tipo PPP (sociedad público–privada), que se utilizan mucho en otros países latinoamericanos con éxito (México, Perú, Chile, Brasil, etc.).
Se priorizarán las obras sin generación de CO2, fundamentalmente hidroeléctricas y eólicas, aunque lamentablemente será necesario ejecutar algunas obras a combustible fósil para cubrir en forma urgente el crecimiento de la demanda, hasta que las obras hidroeléctricas estén en operación. También se reforzará el plan nuclear, ejecutando centrales nucleares que no producen emisiones de CO2. La emergencia energética en la que nos encontramos hace estrictamente necesario continuar las obras ya iniciadas por el presente gobierno, examinando si se deben realizar modificaciones técnicas o contractuales para completarlas en el plazo más breve posible.
3.2. Generación Hidroeléctrica
El plan ha sido pensado de manera tal que permita, no solamente aprovechar las mejores fuentes disponibles, sino también activar las economías regionales a través de la realización de obras en distintos puntos del país.
Forman parte del plan una serie de obras actualmente en construcción, o en proceso de licitación, y otra serie de obras que aún no han alcanzado estas etapas. En el primero de estos grupos, se han incluido las siguientes obras:
1) Chihuido I (Neuquén): El aprovechamiento proyectado se encuentra en la cuenca media del río Neuquén, aguas abajo de la confluencia del mismo con el río Agrio. El río no cuenta con regulación en secciones anteriores. Las funciones del aprovechamiento serán: regulación del caudal del río Neuquén, derivación para riego y generación hidroeléctrica. Contará con una central exterior a pie de presa. El caudal de diseño es 740 m3/s con un salto de 77,5 m y una potencia de 478 MW.
2) Condor Cliff – La Barrancosa (Santa Cruz): En la actualidad se encuentran en proceso de licitación los dos aprovechamientos sobre el río Santa Cruz. Como premisas de diseño se mantendrá un caudal ecológico (180 m3/s) a la salida del embalse La Barrancosa, no se afectarán los niveles del Lago Argentino con los niveles operativos del embalse Cóndor Cliff, y se mantendrá la viabilidad de construir el aprovechamiento “La Leona” en una etapa posterior. Ambos aprovechamientos constan de: Presa de embalse, Descargador de fondo, Central a pie de presa y Vertedero con compuertas.
Las presas fueron proyectadas de materiales sueltos con pantalla de hormigón. El caudal máximo laminado en la presa de Cóndor Cliff será de 4100 m3/s. La presa Cóndor Cliff contará además con un vertedero auxiliar libre que permitirá garantizar el nivel histórico del Lago Argentino. El caudal de diseño de Cóndor Cliff es 2100 m3/s con una altura de 56 m y una potencia de 1140 MW. El caudal de diseño de La Barrancosa es el mismo, con una altura de 31 m y una potencia de 600 MW.
3) Los Blancos I y II (Mendoza): El complejo estará integrado por dos presas de embalse, dos centrales hidroeléctricas a distancia, una estación transformadora y las líneas de transmisión de energía. El segundo de los embalses será compensador del primero. Los aprovechamientos se emplazarán aguas arriba de zonas productivas que se abastecen de agua para riego desde el río Tunuyán (Valle de Uco y Tunuyán inferior). Por esta razón ambos embalses contarán con sendas tomas para riego, de 80 m3/s de capacidad cada una. El aprovechamiento Los Blancos I incluye la presa de embalse “Los Blancos”, una conducción de 11 km de longitud hasta la central en caverna “Los Blancos I”, y un túnel de restitución del agua turbinada, que desembocará prácticamente en la cola del otro embalse. El aprovechamiento Los Blancos II incluye la presa de embalse “Los Tordillos” y la central “Los Blancos II”. Análogamente a lo planteado para “Los Blancos I”, la central en caverna requerirá de una conducción de 1 km de longitud hasta la misma, y de un túnel de restitución del agua turbinada de 1 km de longitud. Estos aprovechamientos se encuentran actualmente en proceso de licitación. El proyecto licitatorio prevé que las presas de embalse sean de tipo escollera compactada con pantalla de hormigón y eje recto, pero requiere que el oferente evalúe la alternativa de construirlas de escollera con núcleo impermeable y blanket, y eje curvo. El caudal de diseño de Los Blancos I es 100 m3/s con un desnivel de 379 m y una potencia de 324 MW. La central Los Blancos II con el mismo caudal y un salto de 189 m, tendrá una potencia de 162 MW.
4) Punta Negra (San Juan): Se ha proyectado la realización de un aprovechamiento hidroeléctrico en el actual azud de Punta Negra, a 19 Km aguas abajo del Proyecto Caracoles. La central operará en las horas de valle y resto, sirviendo de embalse compensador por la energía generada en las horas pico en Central Caracoles. La potencia será de 65 MW. Los proyectos aún no licitados que entendemos deberían construirse como parte de este plan son:
1) La Elena sobre el Río Carreleufú (Chubut), con una potencia instalada de 102 MW.
2) Michihuao sobre el Río Limay (Neuquén – Río Negro), con una potencia de 621 MW.
3) Central Aña Cua sobre el Río Paraná (Corrientes), obra binacional con Paraguay que forma parte del complejo Yacyretá. La presa ya existe, falta construir la central. con 300 MW (para Argentina).
4) Garabí sobre el Río Uruguay (Corrientes), obra binacional con Brasil con 576 MW (para Argentina).
5) Panambí sobre el Río Uruguay (Misiones), obra binacional con Brasil con 524 MW (para Argentina).
6) Portezuelo del Viento sobre el Río Grande (Mendoza) con una potencia de 90 MW.
7) Calingasta sobre el Río Calingasta (San Juan), con una potencia de 204 MW.
8 ) Cordón del Plata sobre el Río Mendoza (Mendoza) con tres obras: la I con una potencia de 150 MW, la III con una potencia de 181 MW, y la II con una potencia de 1100 MW que se terminará en la década del 20 (se ha respetado la numeración original de Agua y Energía, pero se entiende más conveniente construir la III previamente a la II).
9) Zanja del Tigre sobre el Río Bermejo (Salta), con una potencia de 234 MW, que además permitirá el control de crecidas y riego en una zona de mucha pobreza, creando mejores condiciones para el desarrollo regional.
10) Corpus – Pindoi sobre el Río Paraná (Misiones), obra binacional con Paraguay con 1150 MW (para Argentina), que se terminará en la década del 20. En el Anexo “Fichas técnicas” se presenta una planilla con las características de algunas de las obras propuestas.
Algunas de estas obras han sido anunciadas por distintos gobiernos en una o varias oportunidades, pero al día de hoy no se ha avanzado en acciones concretas.
3.3. Generación Eólica
El plan está pensado de manera tal que permita la realización de obras en distintos regiones del país que dispongan de vientos adecuados. Se han considerado también en este caso dos grandes grupos: en el primero de ellos se incluyen las licitaciones en marcha del actual plan GENREN, y en el segundo las obras propuestas como futuras a partir del 2012.
Las obras eólicas del GENREN son las siguientes:
1) Parque eólico Puerto Madryn (Chubut) con una potencia instalada de 220 MW.
2) Parque eólico Loma Blanca (Chubut) con una potencia instalada de 200 MW.
3) Parque eólico Rawson (Chubut) con una potencia instalada de 80 MW.
4) Parque eólico Malaespina (Chubut) con una potencia instalada de 80 MW.
5) Parque eólico Koluel Kaike (Santa Cruz) con una potencia instalada de 75 MW.
6) Parque eólico Tres Picos I y II (Buenos Aires) con una potencia instalada de 100 MW.
En resumen, se incorporarán al sistema interconectado 755 MW.
Las obras nuevas propuestas, considerando las características generales de los vientos y el sentido federal de las obras, son las siguientes:
1) Parque eólico Ancasti (Catamarca) con una potencia instalada de 100 MW.
2) Parque eólico Atreucó (La Pampa) con una potencia instalada de 200 MW.
3) Parque eólico Caleta Olivia (Santa Cruz) con una potencia instalada de 350 MW.
4) Parque eólico Comodoro Rivadavia (Chubut) con una potencia instalada de 200 MW.
5) Parque eólico Cortaderas (Catamarca) con una potencia instalada de 100 MW.
6) Parque eólico Cuesta del Viento (San Juan) con una potencia instalada de 100 MW.
7) Parque eólico Los Antiguos (Santa Cruz) con una potencia instalada de 350 MW.
8 ) Parque eólico Puerta de Arauco II (La Rioja) con una potencia instalada de 70 MW.
9) Parque eólico Puerta de Arauco III (La Rioja) con una potencia instalada de 200 MW.
10) Parque eólico Río Gallegos (Santa Cruz) con una potencia instalada de 300 MW.
11) Parque eólico Tres Picos III (Buenos Aires) con una potencia instalada de 100 MW.
El total previsto a instalar en este segundo grupo es de 2070 MW, con lo cual se completaría un total de 2825 MW, si los sumamos al plan GENREN. La factibilidad de instalar más equipos dependerá de las líneas disponibles y los estudios de viento que se realizarán en las distintas provincias.
3.4. Generación Térmica
El plan propuesto trata de incorporar la menor cantidad posible de generación en base a carbono, para evitar las emisiones de CO2. Sin embargo, dado los tiempos de construcción de las centrales hidroeléctricas, la falta de garantía de la potencia eólica, y la falta de planificación energética de los últimos años, será necesario ejecutar algunas obras de generación térmica de emergencia, para evitar una crisis energética en el próximo período de gobierno.
Dentro del GENREN, se prevén las siguientes obras:
1) Central térmica a biocombustible de Bragado (Buenos Aires) con una potencia instalada de 34 MW.
2) Central térmica a biocombustible de Paraná (Entre Ríos) con una potencia instalada de 34 MW.
3) Central térmica a biocombustible de San Lorenzo (Santa Fe) con una potencia instalada de 34 MW.
La suma de todas ellas alcanza los 101 MW, no muy significativos desde el punto de vista energético, pero importantes considerando que no consumirán gas o derivados del petróleo.
Las nuevas obras que se generen deberían consumir la menor cantidad de gas que sea posible, dado que es difícil asegurar que se obtendrán nuevas fuentes de este combustible en el corto plazo. También consideramos necesario empezar a modificar la matriz energética del país, por ello debemos pensar en utilizar también otros combustibles como el carbón, cuya disponibilidad en largo plazo a nivel mundial está asegurada.
Las obras propuestas, teniendo en cuenta las necesidades regionales y la disponibilidad de combustible, son:
1) Central de Turbinas de Vapor Brigadier López (Santa Fe), que completará la obra de TG hoy en construcción con una potencia de 140 MW.
2) Central de Turbinas de Vapor Ensenada (Buenos Aires), que completará la obra de TG hoy en construcción con una potencia de 280 MW.
3) Central de Turbinas de Gas San Salvador (Jujuy) con una potencia de 255 MW, considerando un suministro nuevo de gas desde Bolivia.
4) Central de Turbinas de Gas Viedma (Río Negro), con una potencia de 255 MW.
5) Central de Turbinas de Vapor Bahía Blanca (Buenos Aires), usando carbón como combustible, con una potencia de 785 MW. Se ha pensado en esa ubicación aledaña al puerto a fin de recibir carbón
en forma directa, aumentando la participación del carbón en la matriz energética. La tecnología a utilizar será la más moderna, con control de las emisiones de azufre.
3.5. Generación Nuclear
El plan trata de incorporar obras sin emisiones de CO2, y por ello se plantea la necesidad de avanzar en la construcción de centrales nucleares.
Este tipo de centrales fueron muy objetadas a nivel mundial luego del accidente de Chernóbil (ex URSS), y por ello no se siguieron construyendo en la mayoría de los países, salvo Francia y China. Sin embargo, en los últimos años se ha observado que las emisiones de CO2 de las centrales térmicas han afectado fuertemente al medio ambiente, lo cual ha llevado a países que no tienen grandes fuentes de energía a recomenzar la construcción y operación de centrales nucleares.
La Argentina tiene una larga trayectoria en la Industria nuclear para fines pacíficos, contando con instalaciones y recursos humanos para seguir avanzando el tema. El presente gobierno ha aumentado los recursos para la CNEA y el INVAP, y ha decidido invertir en la planta de enriquecimiento de Uranio de Pilcaniyeu (Río Negro). A su vez, el INVAP podría estar en condiciones de desarrollar en esta década un reactor tipo CAREM de hasta 300 MW.
Es interesante seguir desarrollando una tecnología propia, sobre la base de los equipos científicos y Instituciones académicas existentes, potenciando el desarrollo de la investigación aplicada a fines pacíficos. Para ello, se deberá ejecutar un programa de becas adecuado, haciendo una promoción y búsqueda de estudiantes potencialmente interesados en todo el país.
Debe tenerse en cuenta que será mucho más simple construir nuevas centrales nucleares en las provincias que ya cuentan con instalaciones de este tipo, por razones ambientales. Es por ello que las obras propuestas se encuentran en las provincias de Buenos Aires y Córdoba. Ellas son:
1) Central Atucha III (Buenos Aires), con un reactor a definir, dos turbinas a vapor y una potencia total de 700 MW.
2) Central Bahía Blanca (Buenos Aires), con un reactor de tecnología moderna con una potencia total de 300 MW.
3) Central Embalse II (Córdoba), con un reactor similar con una potencia total de 300 MW.
En el anexo “Obras” se observa una planilla con cada una de las obras indicadas, la provincia donde está ubicada, el tipo de central, la potencia instalada, la energía firme y la energía media anual, la inversión estimada en cada obra y el plazo de ejecución.
4. Cronograma de Trabajo
El plan de acción 2011 – 2020 deberá ajustarse a un estricto cronograma de cumplimiento, pues la situación es crítica y es necesario rápidamente cubrir las necesidades de la demanda.
En el anexo “Plan de trabajo” se muestran gráficos donde se observa año por año las centrales a incorporar, la potencia y energía que entrará al sistema. Se presenta aquí una planilla donde se muestra, en función del origen de la energía, la potencia instalada total año por año, la potencia total, la potencia
disponible, la demanda máxima y la diferencia entre la potencia disponible y la demanda máxima.
En esta planilla resumen se puede ver que al final del período habrá aumentado la participación de la energía hidráulica, se habrá reducido la participación de la térmica, habrá avanzado en forma destacada la energía eólica hasta alcanzar el 7 % de la potencia total y se habrá duplicado la participación de la energía nuclear.
Se debe considerar que en la potencia disponible se ha descartado un 30 % de la potencia actual (indisponibilidad histórica) y que eso se mejorará en un 1 % por año invirtiendo unos 250 millones de dólares anuales en reparaciones y mantenimiento. Esto permitirá reducir la indisponibilidad del 30 % al 20 % en 10 años.
Se observa que se presenta en la actualidad una situación crítica, que en el presente año ha sido aliviada importando electricidad de Brasil y acotando el uso industrial. Esa situación continuará siendo crítica en el 2011 y empezará a equilibrarse en los años 2012 y 2013, siempre que se pueda contar con una buena disponibilidad de agua en las cuencas.
5. Racionalización del Uso de la Energía
Las necesidades de energía en los próximos años, aún haciendo importantes inversiones según el plan delineado en los ítems anteriores, hacen necesario ejecutar en forma paralela un plan de uso racional de la energía, haciendo una campaña intensa y diagramando las tarifas para que se favorezca el ahorro y se penalice el consumo excesivo.
Este plan estará basado en los siguientes aspectos:
* Tarifas progresivas que castiguen el uso excesivo.
* Apoyo activo a empresas que modernicen sus sistemas a fin de ahorrar energía y así reducir la tasa de intensidad energética.
* Apoyo a usuarios residenciales para el recambio de electrodomésticos por equipos de mayor eficiencia y lámparas de bajo consumo.
* Gestión comunicacional con respecto a la conciencia ambiental del ahorro energético.
* Campaña educativa en todo nivel, social y escolar.
La racionalización de las tarifas es necesaria considerando los costos reales de la energía, subsidiando sólo a la franja más necesitada de la población que consuman valores racionales (menos de 150 Kwh/mes) y eliminando progresivamente los subsidios en otras franjas. También se modificarán las tarifas industriales con respecto a las diferencias entre la situación de valle y de pico, favoreciendo el uso en horario no pico, pues hoy las diferencias relativas en el costo son mucho mayores que en el precio (grandes usuarios). A futuro debe pensarse en reemplazar los medidores de los usuarios industriales, comerciales y los residenciales con grandes consumos por otros capaces de identificar los consumos por franjas horarias, y permitir la variación de tarifas, penalizando el Kwh en los horarios pico, a fin de reducir los valores máximos de consumo que hoy se registran.
6.- Inversiones a Realizar
El plan de acción 2011 – 2020 requiere importantes inversiones, que según nuestros cálculos alcanzan a 34.500 millones de dólares en 10 años en el aspecto de generación, y a 2.500 millones en mantenimiento, rehabilitación y
reparación de equipos existentes. En forma complementaria y en primera aproximación, será necesaria una inversión de unos 7.000 millones en líneas de alta tensión y al menos 2.000 millones más en distribución, con lo cual se alcanzaría una suma total de 46.000 millones de dólares a invertir en 10 años.
Es evidente que inversiones de esta magnitud no pueden ser afrontadas por fuentes privadas, ni tampoco por el estado en forma exclusiva; por lo cual es muy importante trabajar en conjunto el estado nacional, los estados
provinciales y los privados a fin de obtener los resultados necesarios para cumplir con este ambicioso programa que permitirá acompañar el crecimiento de un 5 % anual en el PBI.
Entendemos que el estado debería participar aportando unos 2,500 millones de dólares por año durante el próximo período de gobierno, y habría que obtener
inversiones privadas para el resto. En el anexo “Plan de Inversiones”, se observa una planilla donde se muestra un esquema de las inversiones año por año en cada obra. A fin de ejecutar estas inversiones deben conseguirse distintas condiciones, a saber:
* Un marco jurídico institucional previsible en el mercado eléctrico, que permita inversiones con recuperación en el largo plazo.
* Un sistema de tarifas para el generador que permita compatibilizar la demanda con los costos de inversión y explotación.
* Un esquema de financiación para grandes obras de infraestructura, que permita conseguir fondos a tasas de interés razonables en el mercado internacional.
Es evidente que en un marco de relaciones normalizadas entre nuestro país y los entes financieros internacionales, sería sencillo obtener en estos momentos
fondos en el mercado internacional a tasas relativamente bajas. Así, siempre el estado puede conseguir una mejor tasa y luego vía un banco estatal o un
consorcio de bancos comerciales puede dar créditos a largo plazo para la construcción de este tipo de obras.
Si consideramos el caso de una obra hidroeléctrica, que son las de costo de inversión inicial más importante, se deben considerar los siguientes elementos:
* Ingeniería del proyecto
* Construcción de las obras civiles
* Provisión del equipamiento electromecánico
* Implementación de programas socio – ambientales
* Control de calidad del proyecto y de la obra
* Operación y mantenimiento
* Clientes mayoristas de la energía a producir
* Garantías
* Agentes financieros
* Seguros
En cada obra estos elementos formarán parte importante del sistema de financiación. Para que la financiación sea exitosa se necesitará diversificar el
riesgo entre los distintos actores que participen. Los riesgos pueden ser:
* financieros, como la variación de la tasa de interés, la variación en la tasa cambiaria, la disponibilidad de crédito, la falta de pago;
* operacionales, por problemas de los proveedores, por fallas en la operación, por variaciones de precios y salarios;
* ambientales;
* de patrimonio;
* de responsabilidad civil;
* políticos, por los cambios de reglas que puedan ocurrir.
Es necesario acotar estos riesgos y repartirlos entre los distintos actores en la obra, es decir, la propietaria (en algunos casos el estado y en otros no), la
constructora, los principales proveedores, los operadores, los compradores de energía, a través de seguros y sistemas de garantía.
7. Conclusiones
El plan de acción 2011 – 2020 ha sido generado en base a la información recopilada disponible en entes públicos y empresas privadas con experiencia en
el rubro, consultando a profesionales que han estado trabajando en el tema desde hace muchos años.
Las obras indicadas en este trabajo son las de mayor consenso a nivel técnico, pero debe indicarse que siendo este trabajo un estudio preliminar, alguna o
algunas de ellas podrán reemplazarse por otras, sin embargo las necesidades de potencia y energía para los próximos años son ineludibles.
Debe remarcarse que es sumamente importante desarrollar un plan de acción consensuado, concreto y ejecutivo en el tema energético, pues de otra manera
es imposible desarrollar nuestro país y poder elevar la calidad de vida de nuestra gente.
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Eso si que es bananerismo puro.
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