Vaca Muerta, una oportunidad que el país no se puede dar el lujo de desperdiciar

Por Ricardo Falabella  | Para LA NACION                                                         publicado el 5/5/14

La Administración de Información de Energía de Estados Unidos, que analiza información sobre energía en el mundo, elaboró un informe que ubica a la Argentina, fundamentalmente por Vaca Muerta , tercera en reservas de hidrocarburos no convencionales (shale) con sólo 11% menos que su país. Teniendo casi el mismo potencial para desarrollar sus yacimientos no convencionales de gas y petróleo, la Argentina no está hoy ni cerca de generar un mercado no convencional con un volumen similar al de Estados Unidos.

Además de la evidente riqueza de extraer gas y petróleo, que hoy importamos, los productos químicos y petroquímicos son usados en la fabricación de un 90% de los productos industriales del mundo. Precios bajos de petroquímicos por abundancia de gas natural representan una reducción de costos en las manufacturas.

El desarrollo de Vaca Muerta implica no sólo revertir las importaciones de gas natural licuado (GNL) al ahorrar US$ 5700 millones anuales, sino que volveríamos a desarrollar una industria como la que tuvimos en los 60. Vaca Muerta también significaría el aumento de las exportaciones tanto de petroquímicos como del GNL que hoy importamos. Habría que construir plantas de licuefacción de gas natural, puertos de aguas profundas, ferrocarriles que conecten los centros productivos con los puertos, etc. Todo teniendo en cuenta el debido cuidado del medio ambiente. Es imperativo que nuestros gobernantes entiendan que la energía es una política de Estado.

El desarrollo de las reservas no convencionales incluye la perforación horizontal de pozos y exige muchos de los servicios ofrecidos por empresas del sector, como la gestión de las emisiones atmosféricas y desechos, la restauración del sitio y pruebas ambientales. La extracción de shale gas y petróleo impone también nuevas exigencias en la gestión de las aguas de producción y de contraflujo que son utilizadas en las operaciones de fractura hidráulica. Ésta es una industria que en Estados Unidos genera ingresos de US$ 30.000 millones. La Argentina puede legítimamente aspirar a una riqueza equivalente.

Nos encontramos frente al desafío para que empresas tanto grandes como pymes proporcionen soluciones coherentes con un desarrollo sustentable en Vaca Muerta. Desde el tratamiento de aguas residuales desechadas en pozos profundos y su tratamiento centralizado, hasta el reciclaje y la reutilización in situ de esa misma agua. La extracción de hidrocarburos obliga a elaborar una agenda medioambiental de forma urgente y con la debida supervisión de organismos internacionales especializados.

Nuestras reservas en Vaca Muerta traerán aparejadas la creación de valor agregado en las industrias relacionadas, así como un desarrollo de la logística y la capacitación del personal. Estas reservas, nuevas industrias y nuevos servicios crearán futuros empleos para jóvenes profesionales y técnicos que hoy se encuentran sin trabajo.

Vaca Muerta es una oportunidad que hay que saber aprovechar. No la dejemos pasar.

Shale Gas y Medio Ambiente

La Administración de Información de Energía de EE.UU. que recopila, analiza y difunde información sobre energía en el mundo, elaboró un informe que ubica a la Argentina, fundamentalmente por Vaca Muerta, tercera en reservas shale con sólo un 11% menos que EE.UU. Teniendo casi el mismo potencial para desarrollar sus yacimientos no convencionales de gas y petróleo, Argentina no está hoy ni cerca de generar un mercado no convencional con un volumen similar al de EE.UU.

Además de la evidente riqueza de extraer gas y petróleo, que hoy importamos, los productos químicos y petroquímicos son usados en la fabricación de un 90% de los productos industriales del mundo. Precios bajos de petroquímicos por abundancia de gas natural, representan una reducción de costos en las manufacturas.

El desarrollo de Vaca Muerta implica no solamente revertir las importaciones de GNL ahorrando USD 5.700 millones anuales, sino que volveríamos a desarrollar una industria como la que tuvimos en los 60’s y les dejaríamos a nuestras futuras generaciones un país con trabajo y riqueza. Vaca Muerta también significaría el incremento de las exportaciones tanto de petroquímicos como del GNL que hoy importamos. Habría que construir plantas de licuefacción de gas natural, puertos de aguas profundas, ferrocarriles que conecten los centros productivos con los puertos, etc. Todo esto teniendo en cuenta el debido cuidado del medio ambiente. Es imperativo que nuestros gobernantes entiendan que la Energía es una política de estado.

El desarrollo de las reservas no convencionales incluye la perforación horizontal de pozos y exige muchos de los servicios tradicionales ofrecidos por empresas del sector como la gestión de las emisiones atmosféricas y desechos; la restauración del sitio; y el seguimiento y pruebas ambientales.  La extracción de shale gas y petróleo impone también nuevas exigencias en la gestión de las aguas de producción y de contraflujo que son utilizadas en las operaciones de fractura hidráulica.  Esta es una industria que en EE.UU. genera ingresos de USD 30.000 millones y adyacentemente entre USD 1,5-3,0 millones en ingresos por servicios de medio ambiente. Argentina puede legítimamente aspirar a una riqueza equivalente.

Nos encontramos frente al desafío para que empresas tanto grandes como PYMES proporcionen soluciones coherentes con un desarrollo sustentable en Vaca Muerta. Desde el tratamiento de aguas residuales desechadas en pozos profundos y su tratamiento centralizado, hasta el reciclaje y la reutilización in situ de esa misma agua. 

La extracción de hidrocarburos obliga a elaborar una agenda medio ambiental de forma urgente y con la debida supervisión de organismos internacionales especializados.

Nuestras reservas en Vaca Muerta traerán aparejadas la creación de valor agregado en las industrias relacionadas, así también como un desarrollo de la logística adecuada y la capacitación del personal correspondiente. Estas reservas, nuevas industrias y nuevos servicios crearán futuros empleos para jóvenes profesionales y técnicos que hoy se encuentran sin trabajo. 

Vaca Muerta es una oportunidad que hay que saber aprovechar.  No la dejemos pasar.

Recién ahora nos damos cuenta que hay que hacer un aumento de tarifas eléctricas?

Las tarifas eléctricas a los usuarios residenciales se componen de un cargo fijo y de un cargo variable. El cargo fijo quiere representar la remuneración a la concesionaria por la inversión realizada y enterrada en la red de distribución. El cargo variable quiere representar el consumo realizado por el usuario.
Es lógico pensar que si hubiese inflación estos cargos puedan incrementarse. La ley eléctrica así lo contempla en sus artículos 40 al 49 del capítulo Tarifas.

De acuerdo con el INDEC la inflación desde 2002 hasta 2013 fue del 154%, sin embargo, no se produjeron aumentos en los cargos fijo y sólo en parte de los variables. Es decir que la parte de la tarifa que se destina a pagar los costos de la distribuidora y para realizar inversiones no ha tenido ningún aumento excepto las dádivas que de tanto en tanto le dio el gobierno.
Esto explica en parte, porqué en el verano las cuadrillas no daban abasto atendiendo reclamos por cables y transformadores saturados en su capacidad. La otra parte de la explicación se refiere a la falta de unidades de generación y de combustible para hacerlas funcionar. (Escribiendo estas líneas me acordé de algunos de los países del África que visité por trabajo en los años ´80. ¿Porqué será?)
Esta falta de ingresos genuinos también explica que las concesionarias no cumplan con los pagos a CAMMESA y se financien con esos fondos que cobran del usuario por la tarifa pero que no pagan al sistema nacional por la generación y el transporte de electricidad.

Pero volvamos al tema que nos ocupa. Las tarifas residenciales no han tenido aumento y el consumo residencial de electricidad representó en estos 11 años desde el 2002 al 2013 más del 37% del consumo nacional. Como durante estos años hubo una inflación del 154% me pregunto porqué tenemos que asumir ahora todo el ajuste. ¿No lo vieron antes en el Ministerio de Planificación? ¿No saltó ninguna alarma en la Secretaría de Energía? ¿Qué magia esperaban?
No hay magia posible en esto. Se cobra un servicio lo que vale. Si no se cobra al público lo paga el Estado pero alguien lo paga. El subsidio para ser efectivo debe ser limitado tanto en el tiempo como en su extensión. De no ser así se convierte en impagable y por tanto quiebra el sistema.

¿Cómo solucionar este problema de forma correcta y efectiva? Lo primero que hay que hacer es nombrar los miembros del ENRE por concurso público y con acuerdo del Senado de la Nación. De esta forma nos aseguramos que quienes aplicarán las normas son idóneos y políticamente aceptables.
Lo segundo es llamar a Audiencia Pública para modificar las tarifas y requiriendo de las concesionarias una propuesta para establecer la tarifa social, cómo aplicarla y a quiénes beneficiaría.
De esta manera, evitamos la discreción gubernamental y politizada a la vez que hacemos partícipes a las concesionarias de la solución en el marco de una Audiencia Pública que denota transparencia y participación ciudadana.

Cuando tengamos encaminadas las tarifas veremos entonces cómo hacer para que el sector generación se interese por incorporar nuevos equipos dentro de una prospectiva elaborada por la Secretaría de Energía, único órgano en posición de hacerlo con una mira nacional y con la capacidad de sus cuadros de planta para ponerlo en marcha.

Durante estos 11 años hicimos todo lo posible para que los inversores se fueran del sector eléctrico. Revertir esta tendencia aún después de aplicar las medidas correctivas indicadas antes, tardará un tiempo prolongado. Al menos los 2 años que restan a la Presidente en ejercicio y luego otros 2 años más para que veamos algunas de las obras concluidas.

El tiempo parece largo porque la falta de idoneidad fue muy prolongada. Pero si empezamos ahora veremos antes los resultados.

El problema no es la titularidad sino cumplir con la ley eléctrica

Esta nota fue publicada por el Diario Perfil del domingo 2 de febrero de 2014

 

Si bien la verdadera situación del sector eléctrico argentino se pone de manifiesto frente a la opinión pública cuando su gravedad obliga a disponer cortes masivos de energía en todo el país, la crisis se viene gestando desde hace años.  En efecto, la confiabilidad del sector eléctrico es hoy muy baja cuando, hasta el 2002, la calidad y seguridad de suministro era muy buena.  Hoy, las autoridades tienen que recurrir a los cortes eléctricos similares a los del año 1989 porque las reducciones que en forma sistemática desde hace años en los picos de demanda son aplicadas forzosamente a la industria ya no alcanzan a disimular el problema.

Sumado a ello, la inflación y los grandes desembolsos de divisas por compras de fueloil y Gas Natural Líquido plantean con toda crudeza la necesidad de que el Estado equilibre sus cuentas y termine con las fuertes transferencias de fondos desde el Tesoro hacia CAMMESA y ENARSA, mostrando así la crisis estructural de la industria eléctrica y haciendo evidente que el Estado no puede más.

Al ser una industria que requiere grandes inversiones de capital, necesita estabilidad de reglas y condiciones a largo plazo.  De ahí que es incomprensible que se amenace a ciertas licenciatarias con el “fantasma” de la re-estatización como si ello produjera “mágicamente” el dinero fresco que hace falta para readecuar la industria.   Es un clásico Gatopardismo argentino que se puede cambiar la titularidad del propietario pero que no soluciona la falta de ingresos genuinos en el sector. En cambio, el gobierno debería considerar alternativas para que el sector eléctrico alcance el autofinanciamiento a largo plazo.

El servicio de electricidad, en Capital Federal y Gran Buenos Aires,  está en manos de privados desde 1992, pero la injerencia del Estado ha sido tan grande desde la crisis del 2002 que sería ingenuo creer que la situación actual del sistema eléctrico es culpa de las privatizaciones de los 90´s.  De ninguna manera la privatización fue considerada como una opción mágica, que aplicada en forma aislada contaba con razonables posibilidades de corregir distorsiones estructurales sin hacer las millonarias erogaciones que se han hecho.  Pero en aquel entonces se dictaron leyes y reglamentos que posibilitaron la readecuación energética. En aquella época el país se dio el lujo de hacer disputar a los más capaces de la industria eléctrica en el mundo y le otorgó la concesión a aquellos que más ofrecían a través de procedimientos de selección transparentes y competitivos.  Es más, hasta el Banco Mundial le solicitó al país dar conferencias hasta en la India sobre aquella transformación y sus resultados.

Hoy, la generación de electricidad es claramente insuficiente.  Por ejemplo, la demanda máxima registrada el pasado 23 de diciembre fue de 23.794 mega watts (MW), con una temperatura de 34.5°,  ya se habían desconectado muchos grandes usuarios y había cortes de suministro en varios lugares de Capital y Gran Buenos Aires.  Cualquier contingencia de generación o de transporte en alta tensión hubiera resultado en un colapso generalizado en todo el país.  Las posibilidades de ocurrencia eran y siguen siendo ciertas.  Idéntica situación se produjo el pasado viernes 17 de enero cuando la demanda máxima fue de 23.978 MW, con una temperatura de 35.7º,  pese a que para ese entonces las importaciones de electricidad desde Uruguay se habían casi duplicado de 334 MW a 600 MW.

¿Qué ha sucedido desde el 2002  hasta ahora?  Observemos la evolución de la demanda máxima de electricidad y comparémosla con las incorporaciones de nueva generación térmica.  Vamos a ver que desde 1992 hasta el 2003 ambas crecieron al unísono, la demanda máxima en 5.324 MW y la nueva generación térmica en 6863 MW.  Lamentablemente, durante la última década, la demanda creció en 9.435 MW mientras que la nueva generación térmica en sólo 4.958 MW.  Las centrales hidroeléctricas tienen plazos largos de construcción, pero con la ventaja de que el combustible es el agua del río que utiliza.  Hasta el 2003 construimos 3.351 MW hidráulicos mientras que en los siguientes 10 años sólo 253 MW.

Estas observaciones responden muchas de las preguntas que se hace la gente cuando le “cortan la luz” en sus casas o los empresarios cuando pierden producción y ventas. 

¿Por qué no invertir más en generación?  En estos 21 años la rentabilidad sobre los activos (ROA) de generación térmica e hidráulica fue negativa de aproximadamente -1,8% en promedio cada año.  En los primeros once años hasta el 2002 fue positiva +4,4% mientras que en los siguientes diez años hasta el 2012 fue negativa de -7,5%.  La producción o generación de electricidad es considerada una actividad apta para ser explotada con amplia libertad por capitales privados de riesgo.  Se entiende entonces por qué es tan difícil convencer a quienes tienen el capital a que financien expansiones en generación teniendo en cuenta estos magros indicadores.

Las actividades que constituyen monopolios naturales como la distribución eléctrica, en Capital Federal y Gran Buenos Aires son desarrolladas por operadores privados y reguladas por el Estado a través del ENRE para garantizar una adecuada protección al consumidor.  Se fijó una tarifa base que pueden cobrar al usuario, vigilando que las concesionarias no obtengan una rentabilidad excesiva y un régimen de control de calidad servicio técnico (frecuencia y duración de las interrupciones) y de calidad del producto técnico (nivel de tensión y perturbaciones).  Es decir, que las empresas ofertaron un canon por la tarifa que le podían cobrar a un número de usuarios cautivos, pero a los que debían darles una determinada calidad de servicio (sin cortes) y de producto (220/380V reales).  Las fallas de las empresas las pagaron en multas.  En total hasta 2011 el ENRE informó haber multado a las concesionarias bajo su control en $568 millones.

¿Por qué no invertir más en distribución?  En estos 21 años la rentabilidad sobre los activos (ROA) de distribución fue negativa de aproximadamente -6,2% en promedio cada año.  En los primeros once años hasta el 2002 fue positiva +3,9% mientras que en los siguientes diez años hasta el 2012 fue negativa de -15,4%.  La distribución de electricidad es un monopolio natural pero requiere estabilidad en las reglas de juego.  Los activos de una distribuidora lo constituyen principalmente, cables enterrados, cámaras transformadoras y subestaciones que tienen un alto costo y un período de amortización mayor a 50 años.  La falta de adecuación de los ingresos de las distribuidoras repercute en la calidad del servicio que pueden prestar ya que lo primero que se paga en esas compañías son los sueldos del personal y los impuestos.

Como dije al principio, los problemas del sector eléctrico son económicos y recuerdo lo que en su momento escribí en 2004 y vengo reiterando desde entonces: cuando estaban la Chade y la Italo (empresas privadas), el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y SEGBA. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión.

Esto comprueba que la titularidad de las compañías no es el problema, sino que se cumpla la ley. Para esto mismo sugiero el camino de volver a las condiciones de funcionamiento del sector adecuando gradualmente los cuadros tarifarios, privilegiando los sectores de menores recursos y reestableciendo la sanción de precios libres en el Mercado Mayorista Eléctrico.

La Situación Energética de Ecuador publicada por el EIA - enero de 2014

Resumen

En Ecuador, el sector petrolero representa una parte importante de todos los ingresos de exportación y un tercio de los ingreso fiscales. La nacionalización de los recursos y los debates acerca de las implicaciones económicas, estratégicas y ambientales del desarrollo del sector petrolero son los asuntos importantes de la política de Ecuador y de su gobierno.  

Ecuador es el productor más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que produjo 505.000 barriles por día (bbl/d) de crudo en 2012 y exportó más de un tercio de ello a los Estados Unidos. La falta de suficiente capacidad de refinación nacional para satisfacer las necesidades locales ha obligado a Ecuador a importar productos refinados, lo que limita los ingresos netos de petróleo.

Ecuador se reincorporó a la OPEP en 2007, tras un paréntesis de 15 años, en los que estuvo fuera de la organización. A pesar de un entorno de inversión difícil, impulsado por las iniciativas gubernamentales para aumentar la proporción de los ingresos del petróleo para el Estado de 2012, la producción de petróleo en Ecuador volvió al nivel anual de 2008.

La matriz energética del Ecuador depende en gran medida del petróleo, lo que representó el 76% del país consumo total de energía en 2012, según surge del British Petroleum's Statistical Review of World Energy 2013. La energía hidroeléctrica es la segunda mayor fuente de energía. Gas natural y los combustibles renovables no hidráulicas son también importantes en la matriz energética del Ecuador.

 

Petróleo
Ecuador es el quinto mayor productor de petróleo en América Central y América del Sur y una de las principales fuentes  de las importaciones de petróleo de crudo en la costa oeste de EE.UU.

Ecuador, el quinto mayor productor de petróleo de América del Sur, produjo 505.000 bbl/d de combustibles líquidos en 2012, de los que casi todo era petróleo crudo y el resto condensados y líquidos de gas natural. Históricamente, Ecuador ha exportado la mayoría (aproximadamente el 70%) del crudo que produce. Los Estados Unidos es el mayor importador de crudo de Ecuador. Sin embargo, Ecuador planea diversificar las exportaciones a los mercados asiáticos, especialmente de China.

En enero de 2013, Ecuador contaba con más de 8 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, lo que supone un incremento anual del 14%. Las reservas de petróleo de ocupan el tercer lugar en América del Sur, después de Venezuela y Brasil. La mayor parte de las reservas de petróleo de Ecuador se encuentran en la Cuenca del Oriente, que se encuentra en el Amazonas.

Organización del Sector

Los recursos de hidrocarburos de Ecuador son titularidad exclusiva del Estado y los cambios en el marco legal continúan una tendencia hacia políticas de nacionalización de recursos.

En 2012, las operaciones conjuntas de estatales Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo, una asociación de Petroecuador y PDVSA, representaron aproximadamente el 73% de la producción total en el Ecuador y el resto corresponde a los campos operados por empresas privadas. En noviembre de 2012, Petroamazonas comenzó la operación de campos antes gestionados por Petroecuador y Operaciones Río Napo. Las compañías petroleras internacionales que operan en Ecuador incluyen a Repsol (España), ENI (Italia), ENAP (estatal chilena) y Andes Petroleum, que es un consorcio de la CNPC (55%) y Sinopec (45%). El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables es el responsable de las decisiones de política energética, mientras que la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos regula el sector petrolero.

Los recursos de hidrocarburos son propiedad exclusiva del Estado. Ecuador limita la inversión extranjera en el sector. Las compañías de petróleo y gas extranjeras tienen contratos de servicio con una tarifa fija por barril por sus actividades de exploración y producción. El cambio de los acuerdos de producción compartida por los contratos de servicios ha incrementado la participación del gobierno de los ingresos a la vez que disminuido el interés del sector privado incluyendo Noble Energy, Petrobras y Canadá Grande.

Los cambios en el marco jurídico del Ecuador siguen una tendencia hacia políticas de estatización de recursos en el sector petrolero. En 2006, Petroecuador se hizo cargo de los activos de producción de Occidental Petroleum después de vencidos los contratos de concesión respectivos. En 2009, a raíz de una disputa de impuestos, el gobierno se apropió también de dos bloques asignados a Perenco. La larga batalla legal de Chevron con demandantes ecuatorianos es un asunto muy diferente, librado en un escenario diferente, pero que también plantea interrogantes sobre los costos de inversión en Ecuador. En febrero de 2011, un tribunal ecuatoriano ordenó a Chevron a pagar más de $ 18 mil millones de dólares en daños y perjuicios a comunidades indígenas que se habrían perjudicado por las operaciones de Texaco en Ecuador entre 1964 y 1990 (Texaco fue posteriormente adquirida por Chevron). Chevron apeló esta decisión y un tribunal internacional se debe a pronunciarse sobre la cuestión en 2014.

Desde 2009, Ecuador ha firmado múltiples acuerdos de petróleo por préstamos con China en los que explícitamente se garantizan las exportaciones de crudo a China a cambio de préstamos. Los préstamos también requieren Ecuador invierta parte de la cantidad prestada en proyectos que involucren a empresas chinas. Estos préstamos se han aplicado al desarrollo de complejos hidroeléctricos y otros proyectos relacionados con la energía. China también ha hecho préstamos a gran escala a Ecuador en momentos coincidentes con los acuerdos de suministro de crudo.

Exploración y producción

La producción de petróleo de alrededor 500.000 bbl /d se ha casi estancado en Ecuador desde 2007. Enormes reservas de crudo se encuentran en los campos Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) en el Parque Nacional Yasuní. Los campos estaban bajo una moratoria de extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013 en un esfuerzo del gobierno ecuatoriano para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aisladas. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria.

Ecuador produjo 505.000 bbl/d de petróleo crudo en el 2012 por encima de 2011 pero aún por debajo del pico de 536.000 bbl/d en 2006. El constante aumento de la producción estatal de petróleo y la disminución de la producción en el sector privado sugieren que algunos de los aumentos en la producción estatal corresponden a la absorción de los activos de propiedad y operados por empresas privadas, de acuerdo con PFC Energy.

Bloques petroleros más productivos del Ecuador se encuentran en la parte noreste del país. Según PFC Energy, Shushufindi y Auca (dos de los campos más prolíficos) en conjunto han producido un promedio de 31.000 bbl/d en 2010. La producción de crudo se incrementó en forma importante en 2003 con la inauguración del gasoducto Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP), que eliminó un cuello de botella en el transporte de crudo pesado en el país. Sin embargo, la producción se ha estabilizado en los últimos años como resultado de la declinación natural, la falta de nuevos proyectos y las dificultades para el desarrollo y explotación de maduros yacimientos existentes. La inauguración de la Panacocha campo en la Amazonía ecuatoriana, la primera nueva expansión de la producción ya que la actual gobierno asumió el poder en 2007, es una de las razones de los incrementos en la producción de los últimos dos años.

Los Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) campos en el Parque Nacional Yasuní tienen reservas estimadas en 909 millones de barriles de petróleo entre probadas y probables, de acuerdo con un estudio realizado por la empresa francesa Beicip-Franlab, para Petroecuador. Los campos estaban bajo moratoria desde la extracción de petróleo entre 2007 y el verano de 2013, un esfuerzo por parte de Ecuador gobierno para proteger la biodiversidad y evitar el traslado de dos culturas indígenas aislados. Sin embargo, el 15 de agosto de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la moratoria como resultado de los fallidos esfuerzos para recaudar contribuciones de la comunidad internacional. Posteriormente, el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en los campos ITT fue considerada de interés nacional. Se estima que los campos Tiputini y Tambococha comenzarán la producción primero.

Comercio

Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, frente a un máximo de 276.000 bbl/d en 2005. Otros destinos principales para el crudo ecuatoriano son Chile, Perú y Japón.

Ecuador exportó 354.000 bbl/d de petróleo crudo en 2012, según las estadísticas del Banco Central del Ecuador. Comercializa dos grados de crudo: de Oriente, que representa dos tercios de las exportaciones totales y Napo, que es un crudo más pesado. Además de los Estados Unidos, que fue el mayor cliente de Ecuador, los datos de comercio indican que otros destinos principales para el crudo ecuatoriano fueron Chile, Perú y Japón. A pesar de los informes sobre las relaciones bilaterales más fuertes entre China y Ecuador, China no fue un gran importador de crudo ecuatoriano en 2011. Sin embargo, los datos preliminares muestran un aumento moderado de las exportaciones a China en 2012.

Estados Unidos importó 177.000 bbl/d de crudo de Ecuador en 2012, por debajo del pico de 276.000 bbl/d en 2005. Ecuador fue el 11 º mayor proveedor de petróleo extranjero a los Estados Unidos y proveyó un 2% del total de las importaciones de crudo de Estados Unidos haciendo que Ecuador fuese la tercer fuente de petróleo importado para la (Administración del Petróleo de la costa oeste de Defensa del Distrito V), que fue el destino de casi todas las exportaciones petroleras ecuatorianas a los Estados Unidos. En consecuencia, el Ecuador es una fuente más significativa de la oferta regional de la costa oeste, que está relativamente aislada de otras partes debido a las relativamente pocas tuberías terrestres, si se mira a los Estados Unidos en su conjunto.

A pesar de su condición de exportador de petróleo crudo, Ecuador es un importador neto de productos refinados del petróleo. En general, Ecuador exporta productos refinados pesados, como el fueloil, e importa productos más livianos incluidos la gasolina, diésel y gas licuado de petróleo (GLP). Según los datos del Banco Central, Ecuador exportó 27.000 bbl/d de productos refinados en 2012  e importó 110.000 bbl/d. De las importaciones totales, 63.000 bbl/d fue importado de los Estados Unidos, la mayoría de los cuales era fueloil, gas licuado de petróleo y gasolina.

Oleoductos

La infraestructura de Ecuador es vieja y limitada. Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, de 50.000 bbl/d que conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El oleoducto Transandino ocasionalmente ha sido el blanco de ataques de los rebeldes en Colombia.

Ecuador tiene dos oleoductos importantes. El gasoducto más antiguo y más utilizado es el Sistema Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE), que fue construido a principios de 1970. De una extensión de 480 Km y una capacidad de 400.000 bbl/d el SOTE corre desde Lago Agrio hasta la terminal petrolera de Balao en la costa del Pacífico. El segundo oleoducto del Ecuador es el Oleoducto de Crudos Pesados ​​(OCP). De una extensión de 500 Km y una capacidad de 450.000 bbl/d, OCP es paralelo al SOTE. El OCP inició operaciones en septiembre de 2003 y su finalización duplicó inmediatamente la capacidad de transporte de crudo del Ecuador y ha facilitado el aumento de la producción. El SOTE transporta aproximadamente el 70% del crudo del país y el OCP el resto.

Ecuador tiene un oleoducto internacional, el Transandino, con una capacidad de 50.000 bbl/d y conecta los yacimientos de petróleo de Ecuador con el puerto colombiano de Tumaco. El Transandino ha sido blanco de ataques rebeldes en Colombia. Aunque la seguridad ha mejorado en los últimos años, la tubería estuvo comprometida en julio de 2012.

En agosto de 2012, la compañía petrolera estatal de Perú, y el secretario de Hidrocarburos de Ecuador firmaron un acuerdo para el transporte de petróleo ecuatoriano a partir de bloques en el sureste de Ecuador. El acuerdo requerirá un ramal de 100 Km para conectar con el gasoducto Norperuano en la Región Loreto del Perú. Según PFC Energy, el proyecto ha sido abandonado.

Refinación

Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Ecuador y Venezuela ha estado en conversaciones para construir una nueva refinería y la china Sinopec y/o CNPC podría financiar una parte del proyecto.

Según Oil and Gas Journal, Ecuador tiene tres refinerías de petróleo comerciales, con una capacidad combinada de 176.000 bbl/d. Operadas por Petroindustrial, filial de Petroecuador, Esmeraldas (110,000 bbl/d) está en Esmeraldas, La Libertad (46,000 bbl/d) está en la Península de Santa Elena y Shushufindi (20.000 bbl/d) se encuentra en Sucumbíos.

Esmeraldas opera por debajo de su capacidad y está programada para ser ampliada para procesar el crudo más pesado Ecuador Oriente. Adicionalmente, Ecuador y Venezuela han mantenido conversaciones para construir una nueva refinería con una capacidad de destilación de crudo de 300.000 bbl/d en Manabí provincia de Ecuador. De acuerdo con informes recientes de la industria, la china Sinopec y / o CNPC podrían financiar una parte del proyecto.

Ecuador consumió 213.000 bbl/d de petróleo en 2012. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), aproximadamente un tercio del consumo de petróleo de Ecuador es combustible diésel y un cuarto es gasolina. Los precios de los combustibles son controlados por el gobierno central.

Gas natural

Ecuador tiene relativamente pequeñas reservas probadas de gas natural y un mercado de gas natural limitado.

En enero de 2013, Ecuador tenía reservas por 247.000 millones de pies cúbicos (mpc) de gas natural. La producción bruta de gas natural del país fue de 54 millones de pies cúbicos en 2012, de los cuales 36 millones de pies cúbicos fue comercializado y el resto fue quemado o venteado. La producción de gas natural seco (Que se obtiene luego de extraer los hidrocarburos líquidos asociados) fue de 18 millones de pies cúbicos, de los cuales todo fue consumido en el país. Las bajas tasas de utilización de gas natural se deben principalmente a la falta de una infraestructura para la captura y comercialización de gas natural.

En el Golfo de Guayaquil, se encuentra el yacimiento Amistad que es el principal proyecto de gas natural del Ecuador. El yacimiento es operado por Petroamazonas y produjo 60 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d) en 2012. Con la incorporación de una nueva plataforma Jack-up y nuevos pozos se espera aumentar la producción en un futuro próximo. Petroecuador se hizo cargo del proyecto Amistad después de que Noble Energy, con sede en Estados Unidos, decidió salir del país en vez de renegociar su contrato. La producción de gas natural de Amistad alimenta la Planta de electricidad Machala, de 130 megavatios (MW) que suministra electricidad a la región de Guayaquil.

Las actividades de exploración se hacen sobre todo por Petroamazonas, aunque, Andes Petroleum, ENAP y PdVSA también participan en las mismas.

Electricidad

En 2011, la hidroelectricidad representó más del 50% de la generación del país. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica es un grupo de plantas de energía térmica convencional

A finales de 2008, había más de 200 plantas de energía en operación, con 89 que proporcionaban energía al Sistema Interconectado Nacional. De acuerdo con los datos más recientes disponibles, Ecuador generó 20 mil millones de kilovatios-hora (kWh) de electricidad de 5,3 gigavatios (GW) de capacidad en 2011. La hidroelectricidad representó 11 mil millones de kWh (más de 50%) del total de la generación del país. La generación hidroeléctrica del Ecuador tiene altas tasas de utilización de su capacidad nominal. La otra gran fuente de suministro de energía eléctrica del país es el conjunto de las centrales térmicas convencionales, que en su mayoría están equipadas para quemar combustible líquido.

La mayor parte de la capacidad hidroeléctrica de Ecuador se encuentra en la provincia del Azuay, en las tierras altas del centro-sur del país. Paute-Molino es el complejo hidroeléctrico más grande del país de casi 1.1 GW de capacidad. Las sequías en finales de 2009 afectaron los caudales del río Paute y el gobierno tuvo que programar cortes rotativos de suministro entre noviembre de 2009 y enero de 2010. Para enfrentar la falta de capacidad de generación, Ecuador planea construir en la próxima década seis nuevas plantas de energía hidroeléctrica con una capacidad de total de 2,8 GW. La planta de Coca Codo Sinclair, que estará ubicada en la provincia de Napo, tendrá una capacidad de generación de 1,5 GW. La financiación para todos estos nuevos proyectos provendrá de China.

También hay una pequeña cantidad de energía térmica generada con bagazo, eólica y con energía solar de limitada capacidad, que son apoyados a través de subsidios. Ecuador cuenta con la red de transporte interconexiones con Colombia y Perú. El país es un pequeño importador neto de electricidad.

De los combustibles renovables no hidráulicos, el bagazo, un residuo fibroso del proceso de la caña de azúcar, es utilizado en la industria. La biomasa tradicional se utiliza en los hogares rurales. Sin embargo, las estimaciones del consumo de biomasa tradicional son imprecisas ya que las fuentes de biomasa (leña, residuos de carbón vegetal, estiércol y cultivos) no se negocian habitualmente en mercados comerciales.

La red eléctrica, sin embargo, no llega a todos los ecuatorianos. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) informa que casi el 8% de la población (en su mayoría en las zonas rurales) no tiene acceso a la electricidad. Los usuarios residenciales consumen aproximadamente un tercio de la demanda de electricidad, de acuerdo con el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), seguidos estrechamente por el sector industrial.

Seguro que le van a echar la culpa a otros

El 4 de abril de 2004 yo escribía que “el sector eléctrico se manejó hasta 1992 con empresas del Estado -SEGBA, Agua y Energía Eléctrica e HIDRONOR- y con tarifas que eran políticas. Decía también que el suministro eléctrico tanto en cantidad como en calidad empeoraba todos los años a punto tal que en el año 1989 nos llenamos de grupos electrógenos en calles y edificios”. Tenemos ahora en 2013 – 24 años más tarde- un curioso y lamentable efecto SIMULCOP.

Mi reflexión final hacía referencia a que “cuando estaban la Chade y la Italo, el gobierno de ese entonces no les dio tarifas retributivas y terminamos en Agua y Energía y Segba. Como tampoco el gobierno de turno les dio tarifas acordes pasamos por los cortes de 1989. Luego, en 1992, tuvimos que privatizarlas por falta de capital de inversión”.

Por la ley eléctrica los servicios de distribución y transporte de electricidad se dan en concesión a particulares y el Estado ejerce el control a través del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

Con estos cortes de electricidad que llevan casi un mes en algunos casos, hay que hacer distinciones y precisiones.

En el verano hay falta de energía porque hay muchos usuarios que demandan en la misma cámara y subestación de distribución. Esto es producto de haber permitido construir departamentos en zonas que no tenían las instalaciones adecuadas. La responsabilidad se reparte entre las Distribuidoras que debieron adaptar la infraestructura a la demanda, el Gobierno de la Ciudad que debió negar los permisos de construcción hasta se construya esa instalación, el Gobierno Nacional que impidió todo aumento de tarifas por más de 10 años cuando la inflación de costos y los sueldos se aumentaron en más de 14 veces según la Agencia Télam (10 octubre 2013).

Las tarifas de electricidad al usuario son el resultado de sumar al costo de generación y de transporte en alta tensión, el valor agregado de distribución (VAD) y los impuestos. El VAD incluye una parte de la inversión futura a realizar para mantener adecuadamente el servicio actual y la demanda esperada. Por esto es importante la tarifa adecuada.

Decíamos entonces “que la ley 24.065 y sus regulaciones no eran ni son perfectas, pero estuvieron bien pensadas. Si el Gobierno quiere cambiar las reglas debería hacerlo con más discusión entre todos. Si algo falla, seguro que le van a echar la culpa a otros”. Estas son las excusas de los ministros que escuchamos cotidianamente.

Ya en 2004 veíamos que tanto para generadores como para distribuidoras de electricidad, la falta de precios y tarifas razonables y discutidas en Audiencia Pública conllevarían “a una eventual falta de inversión ante un aumento sostenido de la demanda”.

Para encontrar los principios de una solución definitiva es necesario volver a la ley y los procedimientos a la vez de incrementar la cantidad de dinero que ingresa en el sistema eléctrico mediante los instrumentos previstos y liberando al Tesoro de titánicos esfuerzos financieros en subsidios que lo llevarían a la bancarrota.

Sin embargo, para solucionar hoy y ahora las necesidades de luz de la gente lo que por lo menos hay que hacer es duplicar las cuadrillas de reparaciones con pago de bono extra por rápida puesta en servicio, conectar en los puntos álgidos de la ciudad generadores estratégicos que ayuden a aliviar la carga total y finalmente, requerir y responsabilizar al ENRE y a CAMMESA del correcto y constante control de cumplimiento por las distribuidoras de las normas de abastecimiento en su área de concesión.

UNA REALIDAD MÁS CRUDA CADA DÍA

El país produce cada día menos crudo que antes. Cuando en 2003 lo hacíamos con un ritmo de 740.000 barriles por día, ahora en 2013 lo hacemos a menos de 540.000 bpd. Una disminución de 200.000 bpd que a los precios internacionales de hoy significan unos 20.000 millones de dólares al año. Una fortuna comparable con la que se tiene que pagar anualmente por la importación de gas natural licuado. La cifra se agiganta cuando pensamos que siguiendo con nuestro consumo de crudo y con una producción propia en disminución la posibilidad de perder nuestra autonomía energética está casi a la vista.

Analizando un poco esta disminución se puede ver que los 7 principales productores pasaron de 658.000 bpd en 2003 a 451.000 hoy en día. Los mismos 200.000 bpd de todo el país. Estos productores son tanto argentinos como extranjeros.

Si ahora nos fijamos en la procedencia de esta producción de crudo vemos que las cuencas Austral y Golfo San Jorge producen hoy la mitad de lo que hacían en 2003. La cuenca Neuquina el 37%. En valores absolutos, es esta última cuenca la que produce 127.000 bpd menos que en 2003. Más de la mitad de la reducción del país.

Es sabido que Argentina no es un país petrolero sino un país con petróleo. Para encontrarlo hay que buscarlo y para buscarlo debemos tener condiciones estables en materia energética. Hay más de 50 compañías petroleras trabajando en el país. Si todas tienen disminución de producción (excepto YPF desde 2012 por Golfo San Jorge) las autoridades deberían reaccionar cambiando en algo la política energética y evitar que perdamos la autonomía que tenemos desde hace años.