Carta abierta de Ramón Méndez, director nacional de Energía, a la Red de Economista de Izquierda
Viernes 09 de agosto de 2013 | 12:29
Estimados compañeros,
He leído con mucha atención vuestro análisis sobre la terminal regasificadora que se instalará en Punta Sayago. Antes que nada quisiera agradecerles por debatir en relación a un asunto tan relevante para nuestro país. En esta civilización del zapping, en la que pasamos con gran velocidad de un tema a otro sin detenernos en ninguno, lo que no abunda son los comentarios meditados. Hasta ahora, las escasas opiniones críticas que había leído en relación a al proyecto de la regasificadora se parecían a las cañitas voladoras de las fiestas de fin de año: mucho ruido y gran espectáculo lumínico, pero unos segundos después no queda absolutamente nada más que una inmensa negrura.
La profundidad del análisis realizado por Uds. me invitó a preparar esta respuesta incluyendo nuestros puntos de vista. Es que, en relación a las 4 o 5 ideas centrales de vuestro informe tengo diferencias sustanciales que cambian rotundamente la conclusión final.
Pero antes de hablar de las discrepancias, querría resaltar una coincidencia central: la necesidad de realizar las inversiones necesarias para impulsar el desarrollo de las energías renovables en nuestro país. Es esta, sin duda, la mejor estrategia para aumentar la soberanía energética nacional, independizarnos de la volatilidad de los commodities energéticos, reducir y estabilizar nuestros costos dando certezas para el mediano y largo plazo, y contribuir al cuidado ambiental reduciendo, en particular, las emisiones de gases de efecto invernadero. Pero además, la cadena de las energías renovables permite la transferencia de nuevos conocimientos al país, ayuda a desarrollar nuevas capacidades industriales y, sobre todo, genera miles de puestos de trabajo, permitiendo la capacitación de muchos uruguayos en temas de alto nivel tecnológico.
Las energías renovables y la generación eléctrica
Sin embargo, y aquí comienza mi primer discrepancia profunda con vuestro análisis, ni la energía eólica ni la solar fotovoltaica son gestionables por el hombre. Por el contrario, el recurso natural es altamente variable por lo que no nos brinda la certeza de ofrecernos la energía en el momento requerido por la demanda nacional. Por esta razón, más allá de algunas diferencias en relación a las hipótesis asumidas en vuestro informe sobre la cantidad de energía generada por cada fuente renovable (por ejemplo, supusieron un “rendimiento” de los parques eólicos por encima de la media,
sin considerar además las paradas de mantenimiento), la mayor debilidad de dicho análisis es que realiza una simple suma de la energía total que brinda cada fuente energética a lo largo de todo el año mientras que lo necesario es realizar un análisis hora a hora y, a veces (sobre todo cuando se cuenta con un sistema con un alto porcentaje de energía eólica, como tendrá nuestro país) con un paso horario de sólo 10 minutos. En otras palabras, más allá de que en el promedio del año podamos contar con abundante cantidad de electricidad de origen eólico y/o solar, ¿con qué fuente garantizamos el abastecimiento de la demanda los días nublados y sin viento? Si me permiten la licencia de parafrasear vuestro informe, coincido en que “lo único previsible a mediano y largo plazo es que el sol seguirá brillando y que el viento seguirá soplando”. La única dificultad es que no siempre el sol brilla ni el viento sopla a la hora en que los necesitamos…
Lo expuesto en el párrafo anterior es una de las principales razones (hay muchas otras, claro; pero esta es una de las más esgrimidas) por las cuales, las energías renovables no han logrado cubrir más del 15% de la matriz energética primaria mundial. Recordemos que Europa se plantea como gran meta alcanzar un 20% de su matriz energética en base a renovables para el 2020. Y recordemos también que, con la incorporación de energía eólica, energía solar, energía a partir de residuos de biomasa y los biocombustibles, además de la hidráulica, nuestro país será uno de los primeros en superar la barrera de 50% de energías renovables en su matriz de abastecimiento global, y más del 90% en su matriz de generación eléctrica, en años de lluvias medias.
Una de las razones por las que Uruguay podrá alcanzar un porcentaje de energías renovables por encima de la media, en particular en el sector eléctrico, es la gran cantidad de potencia hidráulica instalada. El agua, a diferencia del viento y el sol, sí puede acumularse, por lo que la gestión conjunta del viento, el sol y el agua permitirá brindar una importante firmeza a nuestro sistema energético futuro. Pero, lamentablemente, esta firmeza también tiene un límite dado que, si bien podemos reservar agua en nuestras represas, no podemos hacer que llueva. En años secos, durante semanas, no resulta posible disponer de más de un centenar de MW de generación hídrica, a pesar de que tenemos 1550 MW de potencia hidráulica instalada. ¿Cómo garantizar la energía necesaria los días nublados y sin viento… durante un año seco?
Los sistemas energéticos de un país y, en particular, los eléctricos, exigen contar con la infraestructura necesaria para hacer frente a la demanda ante cualquier circunstancia. No sólo en las mejores condiciones y ni siquiera para las situaciones o los años “promedio”. También para los días nublados y sin viento durante los años de pocas lluvias. Esto resulta particularmente relevante en nuestro país, debido a la alta incidencia del fenómeno de El Niño – La Niña, pero mucho más dado que hemos resuelto instalar altísimos porcentajes de generación eléctrica de origen eólico. Para
complicar las cosas, ni siquiera las más elaboradas herramientas de la ciencia meteorológica actual nos permiten prever con un grado de certeza lo que va a acontecer en un lapso mayor a 15 días, por lo que todos los análisis de futuro que superan esa ventana de tiempo son meramente probabilísticos.
Esto me permite mostrar en qué consiste la debilidad de vuestra estimación. Uds. analizan lo que sucedería en los próximos años considerando siempre un “año de lluvias medias”. Cuando Uds. mencionan 6800 GWh de energía hidráulica por año, en realidad se refieren a “un año de lluvias medias”, o al promedio de varios años. Pero en algunos años particularmente secos la cantidad de energía generada en nuestras represas puede llegar a ser la mitad de dicho número. ¿De dónde obtendríamos 3000 GWh de energía hidráulica faltante en un año seco, como ocurrió en 2006? La respuesta no vendrá de la generación eólica, solar o la biomasa porque esas “ya las incluimos en la cuenta”. Para estos años, se precisa otra forma de generación “gestionable”, es decir, que pueda encenderse y apagarse por mera voluntad humana, como forma de garantizar que, ante cualquier circunstancia, la generación de electricidad acompaña adecuadamente las variaciones horarias de la demanda.
Esta generación gestionable es de origen térmico en todo el mundo. De hecho, un poco más del 80% de la generación eléctrica en el mundo es de origen térmico, ya sea en base a gas natural, carbón, derivados de petróleo o nuclear y, esencialmente, sólo las máquinas que utilizan como combustible derivados de petróleo o gas natural pueden ser fácilmente “gestionables”.1
Los párrafos anteriores muestran que, si queremos garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica del país, resulta imperioso tener en cuenta no sólo la variabilidad horaria de cada una de las fuentes sino la probabilidad de ocurrencia de años secos, en función de las crónicas pluviométricas que conocemos de los últimos 100 años de registros meteorológicos. Esto se logra mediante complejos modelos matemáticos-informáticos-energéticos de simulación probabilística, cuyo manejo lleva meses de entrenamiento. Estos modelos tienen tal relevancia a la hora de tomar las decisiones (desde la definición del plan de expansión de largo plazo del sistema de generación nacional hasta la decisión semanal, o incluso horaria, de cuáles son los generadores que es necesario utilizar en cada momento para satisfacer la demanda global del país), que un Decreto indica cuál es el organismo encargado de definir el “modelo oficial” que debe considerarse. Hoy en día nos encontramos en una etapa de transición entre un modelo desarrollado en la década del 70 por la empresa francesa EDF a uno diseñado por un conjunto de expertos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de la República, el cual es manejado ya por varias decenas de ingenieros y economistas de UTE, de la Dirección Nacional de Energía y de ADME, además de la propia Facultad de Ingeniería. Esta transformación del modelo de simulación es un paso más hacia la soberanía energética de nuestro país.
Como consecuencia de todo lo anterior, debido a esta imprevisibilidad de la pluviometría en Uruguay, todas las previsiones energéticas son probabilísticas. No podemos hablar de números exactos sino de un valor esperado, fruto de la combinación de escenarios pluviométricos esperables, cada uno de ellos con su correspondiente peso estadístico.
Como consecuencia de lo anterior, cuando uno realiza el análisis del sistema eléctrico uruguayo de manera completa, se obtienen resultados sustancialmente diferentes a los que surgen de vuestro documento. De hecho, se obtienen dos diferencias significativas.
La primera es que, aún en un año de lluvias medias, para tener en cuenta la alta variabilidad del recurso eólico, se necesitará contar con generación gestionable por el hombre. El modelo de simulación diaria muestra que, a pesar de la alta incorporación de energía eólica, del uso de toda la generación disponible utilizando biomasa y del comienzo de la generación fotovoltaica, además de la electricidad de fuente hídrica, aún en un año de lluvias medias se precisará cerca de 700 GWh térmicos en 2015, y este número crecerá hasta casi triplicarse hacia 2030. En otras palabras, no se concluye que recién se precise el gas natural a partir del año 2020, como señala vuestro informe, sino que el mismo se precisa ya desde el 2015.
Pero la segunda diferencia es mucho más significativa. En años muy secos la necesidad de generación térmica puede llegar a trepar hasta casi 4000 GWh anuales durante los primeros años posteriores al 2015, un número significativamente mayor a medida que transcurre el tiempo. En dichos años secos, asumiendo la diferencia de precios actual entre la generación con gas natural y la generación con gasoil (más adelante también discutiré esta hipótesis), la diferencia entre contar o no contar con gas natural supera 400 millones de dólares en un solo año2. Es decir, en dichos años, si contamos con gas natural para generar reducimos en 400 millones de dólares el costo país, sólo para el sector eléctrico.
Por dicha razón, cuando se calcula el valor esperado del beneficio bruto de la participación del gas natural en la matriz de generación eléctrica por sustitución de gasoil (fruto de la ponderación estadística de todos los años, los secos, los medios y los húmedos), la reducción en el costo de generación de electricidad en Uruguay para los próximos 20 años3 es del orden de 1000 millones de dólares4. Naturalmente, este número depende de las hipótesis con las que se diseñe el escenario energético para las próximas dos décadas, por lo que este valor puede variar en realidad entre 800 y 1300 millones. Un resumen del análisis económico de dichos escenarios se encuentra en el documento “Beneficios económicos de la Terminal Regasificadora de Punta Sayago”, disponible en la página web de la Dirección Nacional de Energía5.
Más adelante analizaré los costos de la terminal regasificadora y de toda la infraestructura necesaria para contar con gas natural en nuestro país, mostrando que estos son claramente inferiores a los beneficios brutos generados por la penetración del gas natural en Uruguay. Sin embargo, no quiero dejar de mencionar que en vuestro informe señalan que “la infraestructura para utilizar los combustibles líquidos ya existe (refinería y oleoductos) y está ampliamente amortizada”. Esto no es así. Desde hace años el combustible para las plantas de generación térmica de UTE es importado y ya hemos llegado al límite logístico (en particular, muelles y demás infraestructura para la descarga de derivados) como para seguir ampliando la capacidad de generación en base a gasoil y/o fueloil. Si siguiéramos por dicho camino sería necesario ampliar fuertemente la infraestructura existente, con un costo de varios cientos de millones de dólares. 6
Corresponde concluir entonces que, realizando un análisis completo del sistema eléctrico nacional y de su expansión prevista, aún considerando la importante introducción de energías renovables en nuestra matriz eléctrica, o más precisamente para poder garantizar la introducción de esos altos porcentajes, el uso del gas natural permite reducir fuertemente los costos de generación eléctrica en Uruguay.
La evolución del precio del gas natural
Paso a referirme entonces al segundo punto de discrepancia con vuestro informe. Uds. citan una frase del economista uruguayo Fernando Etchevers que afirma que el gas natural alcanzará rápidamente un precio equivalente al del petróleo, por lo que la diferencia de costo de generación eléctrica entre ambos combustibles se diluiría en el tiempo. Dicha afirmación contradice la totalidad de los informes internacionales disponibles, oponiéndose a la opinión de todos los expertos que hemos consultado y leído en los últimos años. En efecto, la literatura técnica muestra con claridad al menos dos hechos incontrastables.
El primero es que, si uno compara la evolución pasada del precio del petróleo y del gas natural, si bien este último acompaña las variaciones del primero, se mantiene sistemáticamente por debajo. Más aún, las variaciones relativas de los precios del gas natural son significativamente menores que las del crudo. Los datos publicados, por ejemplo, en los informes anuales de la Agencia Internacional de la Energía, que se reproducen aquí abajo, describen dicho comportamiento. Las gráficas muestran que, cuando el precio del petróleo se ha disparado (por ejemplo, multiplicando su valor por 7, desde los valores históricos de la década del 90 de 20 dólares por barril, a los 140 dólares del pico del 2008), el precio del gas natural ha crecido mucho menos (multiplicación del precio por 3, en el mismo período, incluso para el precio del gas en Japón). Es decir, por la mayor abundancia de reservorios, entre otras razones, el mercado del gas natural es mucho menos volátil que el del petróleo. Lo mismo sucede con el carbón.
El segundo hecho incontrastable es que el análisis comparativo de los reservorios mundiales de gas natural y de petróleo permite concluir que la tendencia esperada es precisamente la opuesta de la señalada en vuestro informe. En efecto, mientras que nos estamos aproximando al pico del petróleo (varios analistas entienden que ya estamos en él) y hace ya más de una década no se descubren nuevos “mega yacimientos” de petróleo, en cambio, el descubrimiento del gas no convencional ha permitido al menos duplicar las reservas mundiales de gas natural. Mientras que las reservas mundiales de petróleo podrán satisfacer las necesidades energéticas mundiales por sólo 3 o 4 décadas, con petróleo cada vez más difícil de extraer y por lo tanto más caro, las reservas de gas natural aumentan día a día y ya tendríamos gas asegurado hasta el final del siglo.
Por ambas razones, la tendencia universalmente aceptada es que el precio del gas natural continuará manteniéndose por debajo del precio del crudo e incluso disminuirá su relación de precios con él. La siguiente gráfica muestra lo que opina en relación al tema quienes son sin duda los mayores especialistas mundiales sobre al mercado del gas natural licuado, los japoneses. Este estudio de prospectiva de precios, realizado por el Institute of Energy Economics de Japon concluye que, mientras que el precio del crudo continuará creciendo, en los próximos 20 años el precio del gas natural licuado se mantendrá en los valores actuales e incluso descenderá, desacoplándose totalmente del valor del petróleo.
El análisis más detallado de la cita del economista Etchevers en relación al precio futuro del gas natural que Uds. incluyen en vuestro documento, la toman por válida y la utilizan en vuestro análisis, permite intuir el origen de su predicción la cual, como mostramos, resulta opuesta a la de los expertos mundiales en este asunto. En efecto, el Ec. Etchevers basa su análisis en que el gas natural “se transforma en un sustituto cada vez más perfecto del petróleo”.
Sin embargo, esto, claramente contradice la realidad. Hoy en día, el petróleo ya casi no se utiliza en el mundo para generación eléctrica, habiendo pasado del 24% de la matriz eléctrica mundial (en 1973) al 4% (hoy en día); su utilización para generar electricidad se concentra en algunos países productores de petróleo, fundamentalmente los árabes, y en países muy pobres de América Central y África. Por lo tanto, casi no hay margen para una “sustitución” de petróleo por gas en el sector eléctrico. A lo largo de las últimas décadas, el uso energético del petróleo se ha concentrado cada vez más en el sector del transporte. Sin embargo, ningún análisis prevé que el sustituto global para los derivados del petróleo en dicho sector sea el gas natural. En el mundo se está trabajando en dos direcciones: la electrificación del transporte y la incorporación de las celdas de combustible, fundamentalmente en base a hidrógeno. En el transporte, a escala mundial, el gas natural, al igual que los biocombustibles, serán sólo un complemento menor de las nuevas tecnologías eléctricas y con celdas de combustible y nunca un “sustituto perfecto”. Esa es la razón por la cual los mercados del gas natural y del petróleo continuarán desacoplándose.
¿Argentina como proveedor del gas natural?
Ahora bien, una vez que hemos mostrado las razones por las cuales nuestro país continuará necesitando por al menos un par de décadas generación térmica gestionable y que, para esto, se espera que el gas natural provea costos notoriamente inferiores a los del petróleo, corresponde preguntarse cuál podría ser el origen del gas natural a utilizar para generación eléctrica en Uruguay.
Y aquí surge un tercer elemento en el que marcamos una notoria distancia con vuestro informe. Uds. anuncian que en apenas 3 a 5 años Argentina volvería a transformarse en un exportador de gas natural. No se menciona el origen de dicha estimación, pero lo que es claro es que vuestra afirmación contradice fuertemente hasta las expectativas del propio gobierno argentino.
Argentina posee el segundo mayor reservorio de gas no convencional del mundo. Sin embargo, identificar una reserva no es lo mismo que explotar los yacimientos. En una extensión como “Vaca Muerta”, de 30000 km2, utilizando la técnica del fracking sería necesario realizar decenas o cientos de miles de pozos. Para esto se requieren cuantiosas inversiones, estimadas por diversas fuentes en varias decenas de miles de millones de dólares, de manera continua, a lo largo de no menos de una década. El único hecho objetivo es que, más de un año después de la re-estatización de YPF, se acaba de lograr la firma del primer contrato de asociación con la empresa Chevron, por un monto de apenas 1240 millones de dólares, lo que permitirá realizar sólo 100 pozos en un “piloto”. Pero si se quisiera pasar a la “segunda fase”, será necesario realizar unos 1500 pozos. De avanzarse en un futuro a esta segunda etapa, se podría, no antes de 2017, extraer hasta 3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, equivalente al 2% del consumo argentino. Y esto cubre sólo una zona de 20 km2, menos del 0.1% del total de Vaca Muerta7. Este acuerdo da una idea del volumen de trabajo, del tiempo requerido y de las cuantiosas inversiones que necesita realizar nuestro vecino para poder apropiarse de sus recursos gasíferos.
Mientras tanto, en los meses de invierno el faltante de gas natural en Argentina alcanza picos de 40 millones de metros cúbicos diarios y, por ahora, lejos de comenzar a disminuir, el promedio del faltante diario crece en 5 millones de metros cúbicos cada año.
Por estas razones, si bien resulta incierto saber en qué momento Argentina conseguirá los recursos necesarios para comenzar a realizar las inversiones que le permitan explotar sus cuantiosos yacimientos y, en algún momento en el futuro, dejar de importar gas natural, sólo puede afirmarse que esto no debería ocurrir en menos de 10 años.
Sin embargo, aún en el caso de que Argentina consiguiera en dicho plazo dejar de importar gas y volver a convertirse en un exportador, ¿resulta estratégicamente conveniente volver a depender de un único proveedor? Tener una puerta de ingreso a gas extraregional nos permitiría negociar mucho más adecuadamente con nuestro vecino un precio de conveniencia para el gas que eventualmente podría vendernos en el futuro.
No visualizamos, por lo tanto, ninguna posibilidad para garantizar el abastecimiento de gas natural en nuestro país más que instalar una terminal que nos permita importar gas extra regional. Recordemos que hay más de 20 países que exportan gas natural licuado, y muchos otros que lo están analizando, como Venezuela.
En este sentido, un tema que me parece oportuno aclarar es que no resulta imaginable una colisión entre este proyecto de la terminal regasificadora y la búsqueda de gas y petróleo en nuestra plataforma marítima. Lejos de significar una colisión, la terminal regasificadora facilitaría y potenciaría la introducción de gas natural proveniente de nuestro mar territorial.
En efecto, dado que el eventual gas natural uruguayo se encontraría a grandes profundidades y lejos de la costa, la tecnología más rentable para su extracción pasaría por una licuefacción del gas en la plataforma marítima flotante para su envío a tierra en barco como gas licuado (ya sea hacia nuestro país o para su exportación). La terminal, por lo tanto, cumpliría la misma función de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado, sólo que el mismo provendría de apenas un par de centenares de kilómetros, desde nuestro propio territorio.
Los aspectos ambientales
Mi siguiente punto de discrepancia con vuestro informe tiene que ver con las consideraciones ambientales. Este proyecto tiene un fortísimo contenido ambiental dado que no sólo permite hacer posible la introducción de energías renovables, sino que, al hacer desaparecer el gasoil de la matriz de generación eléctrica uruguaya, reduce de manera directa el impacto ambiental del sector energético nacional. En efecto, la generación térmica en base a petróleo es sustancialmente más contaminante que cuando se utiliza gas natural, y esto por varias razones. En primer lugar, la quema de derivados de petróleo produce mayores niveles de material particulado, así como óxidos de azufre y de nitrógeno que el gas natural. En segundo término, como las máquinas térmicas funcionan de manera más eficiente con gas natural que con gasoil, se gasta menos combustible y por ende se contamina menos. Y en tercer lugar, el gas natural es el combustible fósil que genera menos emisiones de gases de efecto invernadero, en media la mitad de las emisiones que genera la combustión de los derivados de petróleo.
Ninguna de estas consideraciones figura en vuestro análisis. Por el contrario, la alternativa que proponen a la terminal regasificadora es incrementar el uso de los derivados de petróleo en nuestra matriz de generación eléctrica como complemento de las renovables. Esto no haría más que empeorar el impacto ambiental de nuestro sector energético, en lugar de disminuirlo.
El gas natural más allá del sector eléctrico
Cambiando ahora el punto de mira, deseo plantearles una diferencia bastante más profunda en relación a vuestro análisis. Vuestro informe se basa casi exclusivamente en el sector eléctrico, mientras que el gas natural es el más dúctil de los energéticos tradicionales, dado que tiene diversos usos en el hogar (para cocinar, calentar agua y/o calefaccionarse), así como en la industria e incluso, como señalamos más arriba, puede complementar la matriz energética para el transporte. De hecho, el gas natural es el energético tradicional que más crece en el mundo, desplazando paulatinamente al petróleo, el carbón y el uranio. Hoy en día, el gas natural ha superado ya el 25% en la matriz energética primaria mundial global, tanto en el sector eléctrico como fuera de él. Mientras tanto, en Uruguay, su participación en la matriz energética primaria no supera el 2%. Hoy, sólo 55000 hogares poseen gas natural y existe un conjunto importante de industrias (comenzando por la misma refinería de la Teja) que cuentan con la posibilidad de utilizar dicho energético (diversas industrias han realizado incluso en el pasado las inversiones necesarias para posibilitar su uso) pero que no pueden hacerlo sólo porque nuestro país no consigue importarlo.
La terminal regasificadora permitirá introducir en Uruguay gas natural para el sector no-eléctrico a un costo no superior a los 15 dólares por millón de BTU. Esto incluye no sólo el costo de importación de gas natural licuado sino el costo de regasificación, es decir, la cuota parte del pago del canon por la escollera y el barco, del repago del dragado, del gasoducto de interconexión y de todas las demás obras de infraestructura necesarias para introducir el gas natural en nuestro país. Esto representa una reducción del orden de 10 dólares por millón de BTU en relación al precio al que ingresa hoy el gas natural proveniente de Argentina. Para tener una idea del impacto que esta reducción de costos tiene sobre el bolsillo de los uruguayos y sobre la competitividad de nuestras empresas, basta señalar que sólo la reducción de costo energético para los 55000 hogares que hoy consumen gas natural supera los 24 millones de dólares anuales.8 Esto muestra la magnitud del ahorro país que puede alcanzarse con una introducción masiva de este energético.
La terminal regasificadora y las empresas públicas
Y con esto llego al último punto de discrepancia en relación a vuestra mirada sobre la terminal regasificadora. El mismo tiene que ver con la amplitud del proyecto de la regasificadora y el rol de las empresas públicas. El informe “Beneficios económicos de la Terminal Regasificadora de Punta Sayago”, disponible en la página web de la Dirección Nacional de Energía y citado más arriba, muestra que, considerando solamente los beneficios brutos que aporta la terminal para las cuentas de las dos empresas energéticas estatales, sumado a los beneficios para los usuarios actuales del limitadísimo sector gasífero nacional y al aumento de la recaudación fiscal, los mismos superan ampliamente los costos totales del proyecto, bajo cualquier escenario, proyectándose beneficios netos (beneficios brutos menos costos) que podrían superar los 1000 millones de dólares9. Naturalmente, cuando consideramos los costos incluimos no sólo el valor del canon sino también el repago del dragado para la apertura del nuevo canal, del gasoducto de interconexión con el existente, así como de toda otra obra de infraestructura y los costos de operación de la terminal. Todo eso está incluido en los 1125 millones de dólares de Valor Presente Neto del costo total del proyecto.
Pero lo que resulta mucho más significativo es el impacto global que esta infraestructura aporta al desarrollo del país, lo cual no está incluido en la cuenta citada en el párrafo anterior. En efecto, en el documento señalado se realiza una mirada global del proyecto en el que se describen, aunque no se cuantifican, no sólo los beneficios generados por la introducción del gas natural en Uruguay sino los beneficios para el resto del país. En particular, se pone de manifiesto los beneficios de posibles negocios energéticos nuevos como la venta de gas natural licuado para bunker, la eventual instalación de una terminal energética para descarga de derivados de petróleo o incluso de crudo al amparo de la nueva escollera, la posibilidad de comercialización de servicios de muellaje o abrigo, etc.. Pero fundamentalmente, el proyecto de la terminal regasificadora aportará una importante obra de abrigo (dos veces mayor que la actual escollera Sarandí) y la apertura de un nuevo canal de gran profundidad, que posibilitan un eventual desarrollo portuario que permitiría ampliar en un futuro el actual puerto de Montevideo. En otras palabras, nuestras dos grandes empresas públicas energéticas permitirán aportar una infraestructura con la que nuestro país no contaba, dejando una escollera cuyo valor alcanza los 500 millones de dólares y que sobrevivirá al proyecto de la terminal regasificadora en no menos de un siglo. Asimismo, esta inversión permitirá generar miles de puestos de trabajo en el país a partir del desarrollo de la cadena del gas natural, un sector energético casi sin desarrollo en Uruguay.
Será esta una gran contribución de nuestras dos empresas energéticas estatales, las cuales han pasado de una situación de gran debilidad, en años recientes, a un presente en el cual invierten en conjunto varios miles de millones de dólares en apenas un período de gobierno, multiplicando por cerca de 100 las inversiones en infraestructura de períodos anteriores. No teman por lo que este proyecto en particular pueda causar a las arcas de UTE y ANCAP: el canon anual que deben pagar por todo concepto equivale apenas a lo que recaudan en sólo 9 días. Es que el sector energético mueve mucho dinero y cuando éste es utilizado de manera estratégica por las empresas públicas puede producir cambios relevantes en el país.
Estimados compañeros, en suma, espero que estas líneas hayan servido para mostrar que este proyecto servirá para posibilitar la fuerte introducción de energías renovables que estamos realizando, disminuir los costos energéticos globales del país (tanto para las empresas UTE y ANCAP como directamente para los bolsillos de los uruguayos y la competitividad de las empresas), disminuir el impacto ambiental del sector energético, dejar una importante infraestructura portuaria para las futuras generaciones, generar nuevos puestos de trabajo, etc.
Este proyecto no apunta a una empresa o un modelo de desarrollo particular, sino a permitir que nuestro país pueda seguir creciendo sin limitaciones energéticas y a costos adecuados. ¿Para qué querremos utilizar dicha energía y cuál es el modelo de desarrollo que queremos para el futuro de nuestro país?; esa es otra discusión.
La política energética y el papel del Estado
Antes de terminar, no quiero dejar de referirme a un cuestionamiento general de vuestro documento a la política energética vigente, aunque trasciende al proyecto específico de la regasificadora. Los gobiernos del Frente Amplio definieron y están ejecutando, por primera vez en la historia de nuestro país, una política energética global, apuntando a los próximos 20 años, con una mirada multidimensional que incluye elementos económicos y tecnológicos, pero también ambientales, culturales, éticos y sociales. Uno de sus 4 ejes estratégicos, el que define el rol de los actores, plantea con claridad que se trata de una política pública, definida, conducida y coordinada por el Poder Ejecutivo, en la que las dos empresas públicas UTE y ANCAP son el “instrumento principal” para la aplicación de dicha política.
Dos hechos muestran con claridad este cambio histórico. En primer lugar, el fortalecimiento de la autoridad nacional en materia energética, la Dirección Nacional de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Minería, que por primera vez en la historia de nuestro país cuenta con funciones definidas por ley y con el presupuesto y los recursos humanos necesarios para cumplir su mandato legal. Y en segundo lugar, el fortalecimiento de las empresas públicas UTE y ANCAP, con presupuestos para inversiones propias desconocidos en la historia uruguaya de los últimos 50 años.
En este contexto, los dos gobiernos del Frente Amplio están conduciendo una profunda transformación energética que apunta, como ya señalamos, al aumento de la soberanía nacional, reduciendo y estabilizando costos, mediante la incorporación de energéticos autóctonos, promoviendo un uso más eficiente de la energía e impulsando el acceso adecuado a la energía para todos los uruguayos como un derecho humano en nuestro país.
Pero tal vez, el elemento más removedor de este cambio es el hecho de poner al sector energético nacional al servicio de una transformación productiva y social del país. En este sentido, la política energética no es solamente un medio para proveer de energía sustentable y soberana a todos los uruguayos sino también un instrumento para promover la generación de capacidades locales y la inclusión social. En los últimos 8 años, a partir de la transformación energética, se han creado o potenciado muy fuertemente decenas de empresas nuevas, se han desarrollado capacidades industriales que el país no tenía, se han generado miles de nuevos puestos de trabajo, se ha capacitado a miles de trabajadores (sólo en el proyecto de remodelación de la refinería se capacitaron en planta más de 1200 trabajadores que comenzaron la obra como obreros y la culminaron como sub-oficiales, o sub-oficiales que culminaron como oficiales). Se ha derramado sobre la economía nacional cientos de millones de dólares; por citar sólo un ejemplo, de los cerca de 2000 millones de dólares de inversiones en energía eólica, más de 500 son directamente volcados a empresas y trabajadores locales. Estos son hechos incontrastables.
Esta profunda transformación exigió muchos miles de millones de dólares de inversión. El desafío era lograr en unos pocos años los cambios que el país necesitaba. Y se logró: 2000 millones de dólares de inversión en generación eólica, 400 en plantas de biomasa, 800 millones en generación térmica (Punta del Tigre, motores, ciclo combinado), varios cientos de millones en mejoras de las líneas de transmisión y distribución eléctrica, más de 300 en la nueva línea de interconexión con Brasil y la conversora de frecuencia, más de 300 millones en la remodelación de la refinería, cerca de 200 millones en plantas de producción de biocombustibles, casi 2000 millones en prospección petrolera y gasífera, cerca de 1000 millones en la terminal de regasificación, por citar sólo las de mayor monto. Son cifras absolutamente desconocidas para nuestro país, que no tienen correlato en ningún otro momento de su historia.
Todo esto se logró, como se mencionaba más arriba, gracias a un enorme esfuerzo fiscal definido por el gobierno. En apenas 7 años, las empresas públicas energéticas contaron con un espacio fiscal equivalente al 15% de lo que era el PBI anual de todo el país al comienzo del gobierno de Tabaré. Se trataba de inversiones, no de gastos, pero como es de vuestro conocimiento las empresas públicas no pueden amortizar sus inversiones a lo largo de los años sino que tienen que contabilizar el 100% como un gasto el año en que se realizan, ocupando espacio fiscal dicho año.
Pero este esfuerzo fiscal no era suficiente para la magnitud de la transformación que queríamos realizar. El sector privado aportó no solamente financiación por fuera de la línea fiscal, sino experiencia en sectores en los que la misma no existía en nuestro país. En particular, en materia de generación eléctrica, las inversiones necesarias eran cuantiosas. Mientras que entre 1991 y 2006 no se instaló ni un solo MW nuevo de generación eléctrica, desde 2006 hasta 2016 se instalarán más de 2300 MW, por una inversión total estimada en 3200 millones de dólares. Estas inversiones son compartidas: UTE aportará cerca de 300 MW de parques eólicos y 800 MW de generación en base a gas natural, mientras que el sector privado, atomizado en plantas de no más de 50 MW, aportará cerca de 1000 MW de eólica y un poco menos de 200 MW de biomasa (UTE tendría serias dificultades para instalar plantas de biomasa de su propiedad porque no tiene residuos de biomasa propios. En cambio, el emprendimiento de ALUR de Bella Unión, generando electricidad a partir del bagazo de caña, proporciona un testigo estatal para el conocimiento del negocio).
En este marco, los gobiernos del Frente Amplio fueron extremadamente selectivos en relación a las condiciones en las que el sector privado intervino en la generación de electricidad. Se estableció por Decreto, en primer lugar, el sector de generación y la tecnología que se quería promover, minimizando los riesgos. Pero también se definió por Decreto el marco para la participación privada, incluyendo desde las condiciones del contrato (la duración, la paramétrica con la que se actualizará el precio a lo largo de los años y, en ocasiones, hasta el precio al que UTE compraría la energía), hasta los requisitos de participación local (se establecieron porcentajes mínimos de participación nacional en las inversiones, la necesidad de que un altísimo porcentaje del personal fuera uruguayo, la exigencia de capacitar y transferir conocimientos a técnicos nacionales, etc.).
Para nosotros esta es una política pública que incrementa la soberanía nacional, porque nos permite apropiarnos de nuestros recursos autóctonos para ser utilizados
por nuestros compatriotas, evita la exportación de divisas, nos independiza de la variabilidad de los commodities energéticos, pero también transfiere conocimiento al país, derrama sobre la economía y genera nuevos puestos de trabajo; y todo ello en las áreas y bajo las modalidades resueltas por el Poder Ejecutivo.
Reciban un fraternal abrazo,
Ramón Méndez
1 Una máquina térmica usando biomasa como combustible también puede permitir una generación gestionable, pero en nuestro país ya estamos llegando al límite de generación a partir de biomasa a precios mínimamente competitivos2 El costo variable de generación de Punta del Tigre de esta semana es de 230 dólares por MWh, mientras que sería de 130 dólares si se contara con gas natural a 15 dólares por millón de BTU3 En vuestro informe señalan que la inversión es por 30 años, cuando en realidad el repago de los activos fijos de la regasificasdora (escollera, muelles, etc) se realiza en sólo 15 (luego de dicho plazo los activos pasan a ser propiedad de UTE y ANCAP) y el barco regasificador arrendado permanecerá por 5 años más, hasta un total de 204 El Valor Presente Neto del beneficio bruto fue calculado con una tasa de descuento del 10%, con valor presente a mayo de 2013. Dado que el Valor Presente Neto de los costos de la terminal regasificadora y toda la infraestructura asociada fueron calculados con la misma tasa, el signo del beneficio neto (beneficio bruto menos costos) del proyecto naturalmente no cambia si se considera otra tasa.5 http://www.dne.gub.uy/noticias6 Un proceso competitivo que ha realizado ANCAP este año para analizar la ampliación de su capacidad de recepción y almacenamiento de derivados de petróleo arrojó ofertas de entre 150 y 300 millones de dólares de inversión7 El comunicado de prensa de YPF describiendo los detalles del acuerdo con Chevron puede leerse en: http://www.ypf.com/YPFHoy/YPFSalaPrensa/Paginas/Home.aspx#8 Suponiendo 10 dólares de reducción de costo por millón de BTU sobre una venta total promedio de 170 mil metros cúbicos diarios de gas natural (1 millón de BTU es el poder calorífico contenido en 26 metros cúbicos de gas)9 Como se señala en el documento, estos números refieren al Valor Presente Neto de los costos totales y los beneficios, con una tasa de descuento del 10%. Utilizando tasas de descuento menores este beneficio neto sería mayor
Respuesta de la Red de Economistas de Izquierda del Uruguay al Ing. Ramón Méndez, director nacional de Energía
Viernes 09 de agosto de 2013 | 12:40
Es inusual que un jerarca de gobierno emita una respuesta detallada y respetuosa a posiciones adversas generadas desde la sociedad civil. Desde esta óptica solo se puede agradecer al Ingeniero Méndez (en adelante RM) por haberlo hecho. También debe decirse que dicha respuesta no presenta argumentos suficientes para refutar la posición sostenida por la REDIU de que la inversión en la regasificadora es una dilapidación escandalosa de recursos públicos.
Es muy importante precisar que lo que se está discutiendo es un proyecto de inversión cuyo objetivo principal es reducir los costos de la energía que se produce y consume en el país, y en particular por su volumen, la energía eléctrica. La apuesta del gobierno es que la regasificadora reducirá significativamente los costos y eso es la que está en cuestión.
La crítica de RM a la REDIU por considerar la suma de la energía disponible en el año y no “hora a hora”, ni los períodos de sequía, resulta irrelevante porque no se está discutiendo la capacidad de producir energía eléctrica en períodos críticos ─ya existen instalaciones para ello y se ampliarán con la nueva planta de ciclo combinado─, sino la diferencia de precios entre los combustibles que pueden utilizar para bajar costos: gas natural licuado (GNL) o gasoil.
La evaluación económica de la instalación de esta planta debe considerar:
a) Si la demanda de energía eléctrica es suficiente para maximizar el uso de la capacidad instalada de la regasificadora, cuanto menor sea el uso de la planta se generara una pérdida significativa o mayor será el costo fijo que deberá distribuirse entre las unidades de energía producidas.
b) La evolución de los precios internacionales de los combustibles alternativos, teniendo en cuenta que cuanto menor sea la diferencia de precios entre el gas y petróleo mayor tendrá que ser el uso de la capacidad instalada.
c) El valor de la inversión en tanto al precio internacional del GNL deberá sumársele los costos fijos de la planta regasificadora que son enormes (3 mil millones de dólares) muy superiores de los que requiere ANCAP para garantizar la disponibilidad de combustible ampliando su capacidad de recepción y almacenamiento de derivados del petróleo (entre 150 y 300 millones de dólares).
1. El precio de los combustibles es relativamente impredecible
Todo el fundamento de la regasificadora descansa en la previsión de que a partir de 2016 (año en que estaría funcionando) el precio del gas natural licuado (GNL) será significativamente inferior, a paridad energética, que el de los líquidos que se usan para producir energía eléctrica hoy. En particular, la instalación de una generadora de ciclo combinado de gran porte (530 MW) en construcción y que podría funcionar a gas natural y/o gasoil, obliga a comparar los precios de ambos combustibles para sacar conclusiones. A precios de hoy en el mercado mundial el MMBTU (millón de BTU, una medida de energía) de gasoil cuesta US$ 23. El MMBTU de GNL[1] cuesta US$ 16. Como se puede ver, la diferencia no es tan grande, apenas un 30%.
Sin embargo, basándose en una gráfica producida por una institución especializada Japonesa (el Institute of Energy Economics) RM sostiene que esta diferencia a futuro se ampliará. Intenta rebatir así la tesis de que petróleo y gas natural son esencialmente sustituibles y que sus precios tenderán a converger. De su mismo trabajo: “De hecho, el gas natural es el energético tradicional que más crece en el mundo, desplazando paulatinamente al petróleo, el carbón y el uranio. Hoy en día, el gas natural ha superado ya el 25% en la matriz energética primaria mundial global, tanto en el sector eléctrico como fuera de él”(subrayado original). Si es así, es porque los está sustituyendo,exactamente lo que la REDIU afirmaba.
Pero hay más: existe un mercado a futuro del petróleo y contrariamente a lo que afirma RM, citando a expertos y al IEE, dicho mercado predice precios menores para éste hasta 2020. En efecto, y a modo de ejemplo, para 2019 el precio promediará U$S 88 el barril, un 20% menos que el precio de contado hoy, que es de U$S 110. [2] Este dato no se presenta porque tenga gran valor predictivo, pero esimportante porque es aceptado y utilizado por quienes aseguran los precios del petróleo a futuro. Sucede que las previsiones de los más afamados equipos de expertos de poderosas agencias del mundo (incluyendo el IEE y la EIA[3] de EEUU) han fallado estrepitosamente, por ejemplo, cuando pronosticaron en 2000 que (en una hipótesis de máxima) hoy los precios del crudo no superarían los U$S 30.
Al respecto de los precios una precisión, RM en su respuesta atribuye a la REDIU haber sostenido que “el gas natural alcanzará rápidamente un precio equivalente al del petróleo” y lo que se dijo fue que: “a largo plazo apostar al gas natural licuado es lo mismo que apostar al petróleo”.
El petróleo y el gas son bienes sustitutos y a largo plazo tienden a igual sus precios. La velocidad a las que se igualan depende de múltiples factores, entre otros: cuan sustitutivos son y si existe suficiente oferta de ambos para atender la demanda.
RESUMIENDO: si no existe certeza alguna de que en el futuro el precio del GNL será sensiblemente menor al del petróleo y su derivado, el gasoil, desaparecen completamente los fundamentos para esta gran inversión.
2. Los flujos de egresos e ingresos se desconocen
En su trabajo RM dice: “La terminal regasificadora permitirá introducir en Uruguay gas natural para el sector no-eléctrico a un costo no superior a los 15 dólares por millón de BTU. Esto incluye no sólo el costo de importación de gas natural licuado sino el costo de regasificación, es decir, la cuota parte del pago del canon por la escollera y el barco, del repago del dragado, del gasoducto de interconexión y de todas las demás obras de infraestructura necesarias para introducir el gas natural en nuestro país”.
Véase: el país importa y utiliza hoy 172.000 m3 de gas diariamente. [4] Los importadores son Montevideo Gas (50% PETROBRAS y 50% ANCAP) a través del gasoducto Cruz del Sur y ANCAP por Paysandú. El precio CIF de dichas importaciones asciende a US$ 6 más unas detracciones que fija Argentina de US$ 17 el MMBTU. Total US$ 23, sin impuestos.
Sumados el consumo eventual de gas para producir los 900 GWh promedio de energía eléctrica (punto 2) más el consumo doméstico e industrial, expresado en MMBTU anuales serían 8.621.000. Como la regasificadora costará US$ 168.000.000 anuales, cada uno de estos MMBTU costará US$ 19,5 sin incluir el costo del GNL que habrá que importar. Partiendo de la base del precio actual del GNL (US$ 16) el precio se iría a US$ 35,5 por MMBTU.[5]
El problema que se observa claramente aquí es que los precios del GNL que se estaría utilizando en el proyecto son mucho más bajos que los actuales. Se conocen los costos fijos de la inversión,[6] pero no se tiene acceso a los flujos de ingresos y egresos, por lo cual las estimaciones de beneficios y costos no pueden ser evaluadas. Esto no es nada menor si se quiere estimar los costos y beneficios de la inversión.
RM afirma que el beneficio esperado sería de mil millones de dólares, lo cual implicaría que han estimado año por año los egresos e ingresos del proyecto, o sea, nivel de demanda, uso de la capacidad instalada, precio del GNL que se procesa, precio de venta de la energía, entre otros. Información fundamental que se desconoce. Dicha carencia se agudiza cuando en un proyecto de 20 años se presenta solamente información del Valor Actual Neto, el cual puede variar sustancialmente según sea la tasa de retorno que se utilice. En efecto, cuanto mayor sea la tasa de retorno menor será el Valor Actual Neto; si la tasa de retorno fuera 0% el costo del proyecto sería U$S 3.000 mil millones, como se usa una tasa de retorno de 10% el costo es U$S 1.125.
En cuanto a los ingresos, cuanto menor sea la diferencia entre el precio del gas natural licuado y el gasoil mayor será la cantidad que debe consumir Uruguay para alcanzar el punto en que la utilización de la regasificadora no daría ni pérdida ni ganancias utilizando uno u otro combustible. Si el precio del petróleo Brent baja, como está previsto en los mercados a futuro,[7] pasaría de U$S 108,29 promedio del último cuatrimestre de2013 a U$S 87,97 promedio de 2019, una caída de 19%. Asumiendo que los datos anteriores son tan falibles como otros, si se mantiene la relación proporcional entre el precio del gas y gasoil dicha caída del precio del petróleo reduciría la diferencia también en 19%, por lo tanto para alcanzar el punto de equilibrio se necesitará utilizar mucho más la capacidad instalada y se agravarían los problemas de insuficiencia de demanda.
Los mismos sirven para ejemplificar el efecto de la diferencia de precios en el nivel de uso de la capacidad instalada.
EN RESUMEN: Con la información disponible hoy el gas natural producido por la regasificadora costaría US$ 12,5 por MMBTU más caro que el que nos vende Argentina. El valor a futuro dependerá de los precios de los combustibles y del uso de la capacidad instalada.
3. La demanda de energía térmica es insuficiente para que el proyecto sea rentable
Existe acuerdo en que la energía renovable es más económica que la energía térmica; que la energía eólica sería fundamental en la nueva matriz energética y se están realizando importantes inversiones que multiplican su capacidad de generación. La energía fotovoltaica es incipiente aún, pero probablemente, será muy importante dentro de no muchos años dado que el precio de los paneles solares viene bajando sustancialmente. El problema de dichas fuentes de energía es que no se controlan ni se pueden almacenar por lo cual deben ser complementadas con energías gestionables: la hidráulica y la térmica. La biomasa es gestionable pero su aporte a la matriz energética es muy bajo. La energía hidráulica puede cubrir en tiempos normales las faltas en las demás energías pero en los períodos de sequía o en picos de alta demanda debe ser complementada por la energía térmica.
Parte considerable de ambos trabajos (el de REDIU y el de RM) se dedican a prever los consumos de energía eléctrica y las fuentes que la suministrarán. Aquí, y dado lo que afirmado en el punto 1, se limita a reafirmar lo esencial del planteo que RM no intenta siquiera rebatir, excepto por una modificación menor de la previsión en el rendimiento de los molinos para generación eólica. Si lo que afirman las declaraciones de los jerarcas oficiales acerca de la cantidad de energía eléctrica que aquellos producirían para 2016 fuera atinada, hasta 2020 por lo menos el país solo necesitaría producir energía térmica para cubrir en promedio un 7-8%[8] de su consumo. Esto equivale a menos de 900 GWh. Si estos se produjeran con gas natural proveniente de la regasificadora, asumiendo un costo del GNL de US$ 16 el MMBTU y repartiendo los 168 millones de dólares de costo fijo anual de aquella entre la energía producida, cada MWH de energía producida costaría casi US$300 (US$ 187 por el costo fijo de la instalación más 110 dólares de GNL necesario, calculando un rendimiento aproximado de 50%). En comparación, producir esos MWH con gasoil a los precios actuales del mercado mundial (900 dólares la tonelada el que tiene nivel ultra bajo de azufre) costaría con la misma instalación 155 dólares.
El tema de los picos de demanda en períodos de baja hidraulicidad (sequía) que obligaría a aumentar sensiblemente la producción térmica, tal vez hasta 3.000 GWh. anuales, no modifican en absoluto los números. El razonamiento es simple: el costo de la regasificadora es fijo. Por lo tanto también es un promedio. Es posible en alguna hipótesis de máxima sequía que, un año, la utilización de la regasificadora signifique ahorro de dinero (y, reiterando, si el GNL sigue siendo más barato que el petróleo). Esto en forma alguna compensa el resto de los años en que la misma significará un costo mucho más elevado.[9]
Si Uruguay desarrolla la regasificadora es posible que a partir de 2016 Argentina compre cantidades significativas del producto. Durante ese tiempo eso justificaría económicamente la existencia de la planta. Siempre y cuando Argentina decida comprarle a Uruguay ese gas. Por ahora, no se conoce que existan contratos en ese sentido. ¿Cuál sería ese tiempo? Imposible saberlo con certeza. RM afirma que serán no menos de 7 años. Después de ese lapso Argentina estará en condiciones de exportar gas natural.
RM dice que “Tener una puerta de ingreso a gas extra-regional nos permitiría negociar mucho más adecuadamente con nuestro vecino un precio de conveniencia para el gas que eventualmente podría vendernos en el futuro.” Situación más que difícil si se tienen en cuenta que el aumento de la demanda nacional debería ser gigantesco para que se necesite importar gas de Argentina. De todas formas, la regasificadora como “ente testigo” no parece una buena idea.
EN RESUMEN: Cuando Argentina cubra su consumo interno y disponga de capacidad exportadora neta la regasificadora carecerá de sentido.
4. Un desacuerdo metodológico
Un desacuerdo metodológico y que deviene político, es el enfoque del quehacer en materia de lo que podría llamarse economía política.
RM sostiene: “Este proyecto no apunta a una empresa o un modelo de desarrollo en particular, sino a permitir que nuestro país pueda seguir creciendo sin limitaciones energéticas y a costos adecuados. ¿Para qué querremos utilizar dicha energía y cuál es el modelo de desarrollo que queremos para nuestro país? Esa es otra discusión”.
El interés de la REDIU, en cuanto grupo de estudio y debate sobre la realidad económica y social, es justamente poner sobre la mesa la modalidad de desarrollo a que el país aspira. En varias ocasiones se criticó en los últimos años la renuencia de los diferentes gobiernos a impulsar reformas estructurales que pusieran de cabeza la modalidad de desarrollo seguida por el país en el pasado, para lo cual seguro hay que discutir la inserción internacional, el financiamiento de la inversión y su contraparte de soberanía, el papel del Estado como orientador del proceso, las formas de propiedad de los medios de producción y las relaciones laborales, entre otros aspectos. Estos para nada son solamente problemas técnicos de los que tanto ingenieros, economistas u otros profesionales deben ocuparse, sino que son opciones estratégicas con alto contenido político sobre los que toda la sociedad debe tener la oportunidad de expresarse e incidir en la toma de decisiones. Y, por supuesto, cualquier transformación que intente ser radical debe apoyarse para su éxito en los movimientos sociales, los trabajadores organizados, los universitarios, estudiantes, articulando intereses con otros sectores informales aislados.
Preocupa sustancialmente el pensamiento absoluto, cuando se habla de pensar el país a largo plazo, de forma prospectiva, pero se está actuando en forma reduccionista para intentar mantener un crecimiento económico sostenido sin transformar a fondo las relaciones de producción” Por supuesto, el crecimiento económico si es redistribuido en forma progresiva puede elevar la calidad de vida de la gente, pero para cualquier proyecto de cambio profundo eso es más que insuficiente. El sentido de las transformaciones debe estar en primerísimo lugar de cualquier debate, y especialmente, la forma en que se incluye a los sectores populares largamente postergados en tales transformaciones.
La discusión sobre la creación, ampliación o renovación de las infraestructuras, sean éstas de transporte, comunicaciones o energía (todas ellas íntimamente relacionadas entre sí) debe partir siempre de los objetivos de desarrollo económico que se buscan. Estos objetivos no son nunca neutrales en el escenario de la lucha de clases.
A juicio de la REDIU y dado la información que se dispone, la regasificadora sigue siendo un proyecto caro, improcedente en la actualidad e inconveniente en el mediano plazo, salvo que se esté pensando en nuevos megaproyectos que no sean de conocimiento público. La discusión programática sigue siendo un gran pendiente de la discusión política uruguaya.
[1] Se consideró el precio a que Argentina está comprando los cargamentos de GNL. Éste es el precio que obtendría Uruguay hoy si lo hiciera. Ver: http://www.ferc.gov/oversight y fuentes de prensa argentinas al respecto.
[2] http://www.barchart.com/futures/commodities/ITI
[3] http://www.eia.gov/FTPROOT/presentations/market511/sld010.htm Esta gráfica está elaborada en base a dólares de 1998. Aplicando el necesario ajuste el precio para estas fechas rondaría a lo sumo los 30 dólares.
[4] http://www.aduanas.gub.uy/innovaportal/v/9125/8/innova.front/lucia.html
[5] Supuestos del cálculo: precio del gasoil US$ 905 la tonelada. Eficiencia de la central 50%. 1 MMBTU=26 m3 de gas natural. 1 MMBTU=0.29 MWH.
[6] La REDIU solicitó información sobre el proyecto a la DNE y recibió información muy detallada sobre la inversión por parte de su Director.
[7] http://www.barchart.com/commodityfutures/Crude_Oil_Brent_Futures/CB
[8] http://www.espectador.com/noticias/269685/mendez-energia-eolica-sera-la-base-del-sistema-electrico
Tomado de: Periodico La Republica de Uruguay: http://www.lr21.com.uy/
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