Revista Proyecto Energético N° 103 by Luciano Caratori

103

EDICIONES

Año 31 | Nº103 Mayo 2015

1983-2015

Proyecto Energético Revista del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

La caída de los precios del petróleo ¿cómo afecta a la Argentina?

Precios del Petróleo

HIDROCARBUROS

Política energética

Una oportunidad para repensar la política energética

El desafío de recuperar el autoabastecimiento

Una propuesta de cambio y transformación

Staff

Proyecto Energético

EDITOR Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

04. EDITORIAL

DIRECTOR Ing. Gerardo Ariel Rabinovich COMITÉ EDITORIAL Lic. Jorge A. Olmedo Lic. Luis M. Rotaeche Luciano Caratori ÁREA ADMINISTRATIVA Liliana Cifuentes Franco Runco DISEÑO Disegnobrass Tel.: (5411) 4813 6769 db@disegnobrass.com www.disegnobrass.com COMERCIALIZACIÓN Disegnobrass proyectoenergetico@disegnobrass.com IMPRESIÓN Gráfica Pinter S.A. Diógenes Taborda 48/50 (C1437EFB) Ciudad de Bs As. - Argentina DIRECCIÓN IAE Moreno 943 - 3º piso - C1091AAS Ciudad de Bs As. - Argentina Tel / Fax: (5411) 4334 7715 / 4334 6751 iae@iae.org.ar / www.iae.org.ar

Comisión Directiva IAE PRESIDENTE Ing. Jorge E. Lapeña VICEPRESIDENTE 1º Dr. Pedro A. Albitos VICEPRESIDENTE 2º Ing. Gerardo Rabinovich SECRETARIO Ing. Diego A. Grau PROSECRETARIO Sr. Luciano Caratori TESORERO Lic. Marcelo Di Ciano PROTESORERO Lic. Andrés Di Pelino VOCALES TITULARES Dr. Enrique Mariano, Lic. Jorge Olmedo, Ing. Jorge Gaimaro, Ing. Jorge Forciniti, Dr. Néstor Ortolani, Sr. Vicente Pietrantonio, Ing. Jorge Enrich Balada, Lic. Bernardo Mariano VOCALES SUPLENTES Ing. Virgilio Di Pelino, Ing. Luis Flory, Ing. Ana María Langdon, Ing. Jorge Mastrascusa, Ing. Alfredo Storani, Lic. Luis Rotaeche, Lic. Anahí Heredia, Ing. Guillermo Malinow REVISORES DE CUENTA TITULARES Dr. Roberto Taccari Dr. Francisco Gerardo SUPLENTE Dra. María A. Suzzi

Gerardo Rabinovich

06. HIDROCARBUROS Caída en el precio del petróleo. Una oportunidad para repensar la política energética Dante Sica

10. GNL 2015 ¿El año de la última oportunidad? Luciano Codeseira

14. HIDROCARBUROS Frente a un gran desafío Gonzalo López Nardone

16. ENERGÍAS RENOVABLES Energías Renovables no convencionales Un análisis del proyecto del senador Guinle Luis Rotaeche

20. OPINIÓN Ajustar consensos para gestionar la energía Jorge Lapeña

22. AGENDA ENERGÉTICA Agenda para una nueva política energética Jorge A. Olmedo

25. INSTITUCIONALES - Diagnóstico y Proyecciones para el Planeamiento del Sector Eléctrico de la República Argentina - Sobre la construcción de las obras hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz - Declaración del IAE “General Mosconi” sobre las decisiones de construcción de centrales nucleoeléctricas para el período 2015-2019

NÚMERO 103 - Mayo- 2015 ISSN 0326-7024 Es propiedad del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”. Expediente Nº 5196800 Distribución en el ámbito de América Latina, Estados Unidos y Europa.

editorial

Ing. Gerardo Rabinovich / DIRECTOR

El presente año nos sorprendió con la novedad de encontrarnos en presencia de un cambio estructural en la industria energética, que sucede en raros momentos de la historia y que puede tener múltiples interpretaciones y consecuencias. Desde fines del año pasado, el precio del petróleo comenzó un derrumbe que lo llevó desde más de 100 US$/barril, al que nos tenía acostumbrados en los últimos dos años, a un valor mínimo de entre 43 US$/barril y 47 US$/barril en el primer trimestre de este año, según se trate del tipo WTI, crudo de referencia en la cuenca del Atlántico, o de la variedad Brent, referencia del International Petroleum Exchange (IPE), con sede en Londres. Cambio estructural, porque responde a una ruptura tecnológica de la cual hemos venido siendo testigos y donde pretendemos ser protagonistas, que permite la producción de líquidos y gas natural provenientes de estructuras geológicas no convencionales, que en la jerga técnica llamamos shale oil o shale gas, hidrocarburos que se producen a escala industrial aplicando la técnica de la fractura hidráulica (fracking), y cuyo principal exponente son los Estados Unidos de América. Este país, principal consumidor de petróleo mundial, y a partir del dominio de esta tecnología, entre los tres primeros productores mundiales, ha retirado del comercio internacional aproximadamente 3 millones de barriles por día que importaba hasta hace poco tiempo, generando la reacción de Arabia Saudita y de los países miembros de la OPEP en el mismo sentido para proteger sus partes de mercado, llevando los precios internacionales a los bajos niveles mencionados. ¿Cómo impactan estos cambios en nuestro país, que se ha convertido aceleradamente en un importador creciente de productos petroleros y de gas natural? Esta es la pregunta que intentamos responder en este número. La respuesta de la industria ante la caída de los precios internacionales ha sido la revisión a la baja de los planes de inversión, que en nuestro país se ve agravada por el riesgo de entorno, dado por la distorsión de precios y la permanente modificación de las reglas de juego, que afectan la rentabilidad de proyectos muy intensivos en capital y con largos períodos de maduración. A pesar de que se le ha dado un precio interno a la industria, que supera al precio internacional, en un artículo muy interesante Dante Sica comenta que es difícil que se hundan nuevos capitales de la magnitud de los que requieren este tipo de explotaciones solamente con la premisa de mayores precios, con horizontes inciertos y sin certidumbre futura.

Con cambios institucionales a la vista, las nuevas autoridades deberán repensar integralmente la política energética para generar un marco estable y competitivo que permita acceder a las oportunidades que la geología y los mercados nos presentan. Pero también esta nueva realidad de precios internacionales impacta sobre otros productos energéticos que se han vuelto indispensables para nuestro abastecimiento, en particular sobre el gas natural, y más específicamente sobre el Gas Natural Licuado (GNL) que importamos masivamente desde el año 2010. Este producto, cuyos precios están fuertemente vinculados a los precios del petróleo, también verán reducir sus precios, según nos dice Luciano Codeseira, que analizando los mercados regionales muestra cómo los cargamentos destinados al este de Asia, en especial a Japón, y a nuestro continente, han bajado fuertemente de precio produciendo un alivio en nuestra economía por la fuerte presión que venía ejerciendo sobre las cuentas externas, y como producto de las políticas de subsidios, sobre el creciente déficit fiscal. El presente año podría cerrar con menores volúmenes de GNL importados, a causa del escaso o nulo crecimiento en el consumo industrial, menores erogaciones en divisas con una cuenta externa a pagar que podría ser la mitad que la que pagamos el año pasado. Más allá del impulso que viene dando YPF a la producción local, probablemente estamos frente a una pausa a las presiones de los últimos años, que tendremos que aprovechar para poder hacer frente a nuevas situaciones que se presentarán en el futuro inmediato. Justamente, Gonzalo López Nardone expone el gran desafío de YPF, que ha vuelto a ser el motor de la industria petrolera nacional, buscando desarrollar los recursos fósiles que hay en nuestro subsuelo, convencionales y no convencionales, con fuertes inversiones en los yacimientos, incrementando la actividad con la incorporación de nuevos equipos de perforación, y comenzando a ver los resultados de estos esfuerzos con un importante crecimiento de la producción de la empresa, e involucrando a la misma en el desarrollo de las nuevas tecnologías no convencionales en Loma Campana, como una de las experiencias más resonantes fuera de los Estados Unidos. Sin embargo, la caída de los precios internacionales pone a YPF frente a un dilema que genera incertidumbre. ¿Cómo enfrentarlo? Con el desarrollo tecnológico que haga a la empresa cada vez más competitiva y eficiente, reduciendo sus costos en el upstream, llevando a sus técnicos y profesionales a nuevos desafíos en campos maduros y en el off-shore. Claramente, nos encontramos en un período de desafíos, en una industria que solamente tendrá resultados en el lago plazo.

Pero no solamente los hidrocarburos enfrentan desafíos ante esta nueva configuración de la industria petrolera internacional. Las energías renovables no convencionales no consiguen despegar en materia de inversiones; representan poco menos del 2% de la producción nacional de electricidad, y encontrándose muy lejos del objetivo planteado por la ley 26.190 de llegar al 8% el año próximo. Las últimas iniciativas no parecen estar destinadas e incrementar esta actividad, ya que de acuerdo a Luis Rotaeche el nuevo proyecto de ley que tiene media sanción del Senado, pretende asignar a la industria, en recesión actualmente, todos los costos del desarrollo y además limita gran parte de los beneficios a la energía eólica, cuando existen otras fuentes, como la energía solar y la biomasa que podrían también tener un papel importante. Las instituciones que se promueven, el costo fiscal y el escaso apoyo a la industria nacional son otros efectos negativos que deberían ser replanteados y discutidos en una estrategia nacional de largo plazo. Estamos en un año en el cual se definirán los futuros caminos que deberá recorrer el sector energético nacional, con claros desafíos políticos, técnicos y económicos, como muestra Jorge Lapeña en la síntesis que presenta de la reunión organizada en la UCES por el grupo de ex secretarios y con una muy nutrida concurrencia, donde se destacó la decadencia productiva en materia de petróleo y gas natural, que la nacionalización de YPF no logró aún revertir, la necesidad de formular un Plan Estratégico para el Sector Energético que nuestro país se debe desde hace más de 25 años, que disminuya la acentuada dependencia de nuestra matriz energética de los hidrocarburos fósiles y que promueva un robusto proceso

de inversión. Quizás la conclusión más elocuente de este Seminario ha sido que el sector energético requiere un sustancial cambio que revierta la decadencia técnica y económica que presenta gran parte de su tejido empresario, y la necesidad de formar nuevos y jóvenes recursos humanos que se pongan a la cabeza de esa transformación con ideas innovadoras y fuerte empuje que permita enfrentar las dificultades de todo tipo que se van a presentar en los próximos años. Para estos cambios, nuestro Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, que lleva con orgullo el nombre de uno de los padres fundadores del sector energético argentino, pone a disposición y renueva permanentemente su agenda energética, como muy bien lo resalta Jorge Olmedo, con los aportes de Política Energética y ordenamiento institucional que entendemos forman parte de un análisis permanente y racional anclado en los principios históricos de la institución y que aportan los elementos que consideramos adecuados para el diseño de una nueva política energética nacional, abarcando componentes jurídicos, técnicos e institucionales como elementos superadores de los problemas que hoy se presentan. De esta manera inauguramos el año 2015, siguiendo la promesa formulada a fines del año pasado de continuar trabajando arduamente contribuyendo al aporte para el debate y el consenso en la formulación de políticas públicas para el sector energético, en contextos dinámicos y cambiantes, pero que siempre tienen como objetivo el bienestar de nuestra sociedad y el crecimiento de nuestra economía.

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HIDROCARBUROS

CAÍDA EN EL PRECIO DEL PETRÓLEO

Una oportunidad para repensar la política energética La disminución en el valor internacional de los combustibles constituye un contexto propicio para encarar un programa integral que incluya una revisión competitiva del marco regulatorio a fin de viabilizar las inversiones y recuperar la seguridad energética.

Dante Sica Director de abeceb Ex secretario de Industria y Minería de la Nación

CONTEXTO INTERNACIONAL A nivel global, la industria de hidrocarburos enfrenta un escenario de sobre reacción a la baja en el precio del petróleo que difícilmente se sostenga en el mediano plazo. Si bien fueron varios los factores que se conjugaron para motivar una caída en las cotizaciones, nadie previó estos valores, y si se analizan las tendencias en la demanda, costos y tecnologías de producción, es de esperar que tiendan a acomodarse en niveles mayores. El principal motivo que potenció la reducción en las cotizaciones es una sobreoferta de corto plazo, potenciada por movimientos geopolíticos. Frente al fuerte proceso inversor que permitió el desarrollo del shale en Estados Unidos, la OPEP decidió mantener los niveles de producción, y que sea el mercado el que ajuste, en un contexto de demanda estancada por la desaceleración de China. A esto se sumó la apreciación de la moneda estadounidense que afecta directamente sobre los commodities denominados en dólares, aunque el quantitive easing de Europa y el retraso de la suba de la tasa de interés por parte de la FED podría amortiguar el efecto. Sin embargo, cuando se analizan los costos de producción,

El principal motivo que potenció la reducción en las cotizaciones es una sobreoferta de corto plazo, potenciada por movimientos geopolíticos se observa que la mayoría de los yacimientos no son rentables a estos niveles. De acuerdo a estimaciones de la EIA, los principales países de la OPEP y Rusia poseen un costo de producción que oscila entre los 30 y 40 dólares por barril; otros como China, Noruega y Estados Unidos (excluyendo el shale) presentan costos de producción inferiores a 50 dólares el barril, mientras que en la mayoría de los que no pertenecen a la OPEP el costo de producción supera los US$/bbl 55. En el terreno de los no convencionales, buena parte de los reservorios de Estados Unidos requiere un precio superior a los 70 dólares por barril, al igual que las arenas de petróleo de Canadá. De esta manera, bajo los costos de producción actuales, se estima que mantener la producción mundial en niveles en torno a los 90 millones de barriles diarios requeriría un precio del petróleo por encima de los US$/bbl 70.

Pero además hay que tener presente que la industria se orienta a tecnologías de producción cada vez más costosas. Aún en el caso de EEUU, y luego de varios años de desarrollo, el costo de un barril de shale oil medido en dólares es un 50 por ciento superior al del convencional. De esta manera, la incorporación de pozos de petróleo con costos de extracción mayores hace que los precios exhiban una presión al alza a medida que la demanda crece. Por otra parte, el crecimiento poblacional y del PBI que se espera sobre todo para los países emergentes, mantiene

la perspectiva de crecimiento significativo en la demanda energética para los próximos años. De acuerdo a estimaciones de la OPEP, el requerimiento mundial de crudo se verá incrementado en un 17 por ciento al 2035, traccionado en más de un 70% por los países asiáticos (principalmente China e India). Bajo estas premisas, las proyecciones de EIA ubican al Brent cerca de los 60 dólares por barril, y para 2016 se prevé un repunte a niveles de 75 dólares por barril. En el mediano plazo, es probable que se acomoden a valores más elevados.

Costos promedio en la producción de petróleo, en US$/Bbl 80 70 60 50 40 30 20 10

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Fuente: abeceb.com sobre la base de EIA (2013)

Demanda mundial de petróleo. En mb/d. Años 2015-2030 100 40 80 45.8 60

17.8

40 20 0

10.7 9.7 7.6

12.1 11.5

2015

2035

Otros Eurasia

Rusia

Medio Oriente y África

Latinoamérica

India

Otros Asia Fuente: World Oil Outlook 2014 (OPEP).

IMPACTO SOBRE LA INDUSTRIA LOCAL Este panorama representa un gran desafío para la industria, y no es neutro en términos de las decisiones de inversión. Según muestra un relevamiento de la EIA sobre 23 compañías productoras globales de petróleo y gas, la industria ya parecería estar respondiendo con una reducción de 12% en la inversión en el cuarto trimestre de 2014 respecto el mismo período de 2013. Y encuentra a la Argentina en una instancia en que necesita atraer inversiones para revertir un déficit energético creciente, que imprime grandes distorsiones sobre la macro. Sin embargo, hay que tener presente que no venimos de un gran proceso inversor, como el que se vio a nivel mundial, aún cuando la abundancia en recursos no convencionales atrajo el interés inversor de los principales jugadores a nivel mundial. Es que al riesgo geológico y al riesgo de precio, en Argentina se suma un importante riesgo de entorno, dado por las distorsiones de precios y la constante modificación de las reglas de juego y los marcos regulatorios que afectan la rentabilidad de los proyectos. Esto se confirma observando la tendencia declinante que sufrió el nivel de reservas en los últimos años. Y es que cuando la cotización internacional se ubicó a valores récord, el productor local recibió un precio totalmente desacoplado por un esquema de derechos de exportación distorsivo, con costos de producción que siguieron una tendencia creciente. Y si bien mediante un acuerdo entre Gobierno e Industria se ha determinado un precio interno del petróleo

superior a la cotización internacional, difícilmente las empresas hundan nuevos capitales únicamente en base a esta premisa. Este acuerdo constituyó una “medida parche” más, al igual que la última modificación sobre la Ley de Hidrocarburos, aprobada con bajo consenso y dejando afuera aspectos críticos. Ambas podrán ayudar a que no se paralice la actividad exploratoria, pero no es suficiente. Hay que tener en cuenta que si se quiere apuntar a lograr la seguridad energética en un horizonte de dos períodos gubernamentales, se necesitará incrementar entre un 30 y un 40 por ciento la producción de los hidrocarburos y combustibles. Para ello se requieren de inversiones por 11.250 millones de dólares anuales a lo largo de los próximos ocho años sólo en el upstream, lo que implica más de un 10 por ciento de la inversión global en la economía. Producción de hidrocarburos y combustibles Proyección al 2023 Concepto

2014

2023

Var 2014-23

31.971

45.100

41%

99,9

132,4

33%

Gasoil (Miles de m3)

11.517

16.211

41%

Naftas (Miles de m3)

7.283

10.047

38%

Fueloil (Miles de m )

2.571

3.626

41%

Petróleo (Miles de m3) Gas Natural (Millones de m diarios) 3

Fuente: abeceb.com

Reservas, WTI y Medanito. En millones m3 y usd/bbl 120

500 480

100

460 440

420 60

400 380

360 340

Reservas Petróleo

Precio WTI

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

320 300

Precio Medanito

Fuente: abeceb.com sobre la base de Secretaría de Energía

las inversiones en el upstream sobre la trama productiva a partir del desarrollo de un entramado de proveedores. Las inversiones previstas impulsarán la demanda de equipos de perforación, sets de fractura, componentes de alta tecnología, tubos sin costura, servicios de ingeniería, servicios de testing, movimiento de tierras, tratamiento de residuos, transporte, entre otros. Pero además, impulsará capitalizaciones en infraestructura y construcción y una oportunidad de desarrollo para las industrias de encadenamientos posteriores como son la refinación o la petroquímica. La disponibilidad de recursos nos permitirá volver a tener seguridad energética, pero sobre todo nos dará la oportunidad de generar un mayor desarrollo en el entramado productivo. Los riesgos geológicos y de precios son claramente exógenos, pero hay mucho por hacer para reducir nuestro riesgo de entorno. Para ello será necesario repensar la política energética de manera integral y coordinada con una política industrial, a fin de generar un marco de inversiones competitivo y estable.

EL GRAN DESAFÍO PARA LA PRÓXIMA GESTIÓN Las nuevas autoridades tendrán que repensar la política energética de manera integral y generar un marco de inversiones competitivo y estable. En primer lugar, promover la convergencia de precios con los valores de referencia a nivel internacional o el import parity, tanto en petróleo como en gas. En este sentido, la coyuntura actual de caída en el precio internacional brinda una oportunidad de encarar la convergencia de precios sin mayores presiones al alza. Pero además, se debe generar un marco regulatorio competitivo, que sea consensuado y estable y que permita atraer el capital de riesgo. Entre otras cosas, será importante garantizar la libre disponibilidad y acceso a divisas, revisar el esquema de derechos de exportación de modo que se eliminen los precios máximos, consensuar límites a las alícuotas de ingresos brutos y regalías, garantizar la contratación y comercialización de gas y generar un régimen promocional a proyectos cuyas condiciones técnicas así lo requieran. Otro aspecto a considerar es el potencial impacto de

Inversiones en el upstream. Potencialidad de demanda en bienes y servicios INVERSIONES (2016-2023) USD 11.250 MILLONES ANUALES

PESOS

USD 6.750 MILLONES ANUALES (60%)

DIVISAS

USD 4.500 MILLONES ANUALES (40%)

• Equipos de perforación • Sets de Fractura • Componentes (alta tecnología) • Productos químicos

SEGURIDAD Y COMPONENTES (USD 1.950 M) • Tubos sin costura y cañerías • Válvulas y bombas • Tanques y recipientes • Accesorios y herramientas • Productos químicos SERVICIOS (USD 4.800 M) • Servicio de ingeniería y obras • Servicio de testing (ensayo de pozo) • Transporte • Movimiento de tierras • Tratamiento de residuos (flow-back)

Fuente: abeceb.com

GNL

2015

¿El año de la última oportunidad? En un año signado por la incertidumbre, Luciano Codeseira aporta un lúcido análisis sobre el probable impacto de la caída de los precios del crudo en el abastecimiento de GNL para Argentina.

Luciano codeseira Economista Director de Código Energético

2015 será recordado globalmente en el sector de oil & gas como un año de inflexión, un quiebre precipitado, sin anuncios, como pocas veces hemos visto. La búsqueda de un nuevo equilibrio global dejará vidrios rotos en el camino, muchas especulaciones y pocos lauros. Algunas señales se veían ya a mediados de 2014, acostumbrados a los orígenes bélicos de las principales fluctuaciones en la cotización del crudo, observábamos con asombro como el avance del ISIS en Irak poco afectaba al valor de crudo, algo que años atrás habría desatado una corrida, como lo fue con los acontecimientos en Libia, Nigeria y en el mismo Irak. El orden global ya contaba con el mayor hedging que podría tener: el shale oil de Estados Unidos.

Esa armonía chocó con la decisión de Arabia Saudita, y todo derivó en una desatada carrera descendente en la cotización del crudo. Indudablemente, a los tiempos y desenlaces del actual escenario los pondrá la resistencia dada por el shale/tight oil en Estados Unidos, y su capacidad para operar a costos bajos, para reconvertir una industria “a medida” en una industria “en serie”. Por ahora, la escalada de quiebres, M&A, ajustes y despidos a nivel global en el sector que dejará este año, contará con una imagen invertida y agraciada para países importadores de combustible, la India y Japón son fiel reflejo de esta situación. Pero me quiero detener en un hecho no tan visible, o al menos lo suficientemente soslayado por estos acontecimientos: me refiero al mercado global de gas, en particular el GNL. Un mercado oil-linked, pero con una naturaleza particular, el mercado de mayor crecimiento mundial en los últimos años y con la Argentina devenida en el principal importador de todo el continente Americano. ¿Cómo será el 2015 para el mercado de GNL? ¿Cuál será el impacto en Latinoamérica? ¿Cómo afectará a la balanza comercial argentina el nuevo escenario?

Sobreprecio (Japón / EEUU)

Usd / MMbtu

10 5

Próximo Sobreprecio de Equilibrio

0 -5 -10

codigoenergetico.com 2000

2005

2010

2015

Si algo caracterizó el mercado de GNL en los últimos años era la disparidad de precios en las distintas regiones; señales para que muchos operadores apuraran el paso en poner en operación grandes plantas de licuefacción. Recordemos que desde la era post Fukuyima & shale gas boom, el mercado global de GNL quedó en carne viva. Japón, el líder mundial en la demanda del GNL -con el 35% del mercado- llegó a comprar el gas a más de 15 USD/MMBTU por encima de lo que se pagaba en EEUU. Es decir, más de 8 veces el Henry Hub. A partir de marzo de 2015 Japón dará inicio a una nueva era para el mercado global de GNL. La brecha se está reduciendo, y en estos meses llegará a los niveles previos a Fukushima. La explicación hay que buscarla en los contratos oil-linked, en la entrada en operación de grandes trenes de licuefacción, por ejemplo el proyecto de GNL Papua Nueva Guinea, en los elevados inventarios y en una desinflada demanda, expresada tanto por lo calmo del invierno asiático como por las señales de desaceleración económica. Semanas atrás el Ministerio de Economía de Japón comunicó que los contratos spot de Febrero promediaban los 7,6 USD/MMbtu. Muy lejos delos 20 dólares pagados

tiempo atrás. Esto implica que el trazador del mercado regional más importante del mundo (75% del volumen total), otrora impulsor al alza de los precios del GNL, hoy empuja los precios hacia abajo. Siguiendo los pasos, por estos días Latinoamérica se hace eco del nuevo orden global del GNL. En Chile, sus dos proyectos de importación de GNL pagaron en enero un promedio de 6,65 USD/MMbtu. En tanto Pampa Melchorita (Perú) se encuentra recibiendo entre 4 y 7 USD /MMBTUpor cada tonelada de GNL exportada, dependiendo del mercado destinatario. Argentina, el mayor importador de América, luego de que EEUU comenzara incluso reconvertir sus plantas de regasificación para ser exportador de GNL, mantuvo niveles de importación cercanos a los 10 MMm3 de gas licuado durante 2013 y 2014. Esto es un promedio anual de 16,5 MMm3/día ambos años, 105 buques anclados en nuestras costas cada año. También el componente de mayor peso –más de un 35% del total- en las importaciones energéticas que arrojaron un déficit de casi 6.450 MMUSD en el balance energético. Un déficit récord, devenido en principal cepo a la política económica argentina.

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u$s / MMbtu

10 7.6 u$s MMbtu 5

Saldo Balanza Comercial Energética (MM usd)

Marzo

Mayo

Julio

Septiembre

Noviembre

2015 Febrero

10.000 5.000 0 -5.000 -10.000

2014: -6.455 MM usd

codigoenergetico.com 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

Por estos días, pagar la mitad de lo pagado meses atrás es un sueño próximo a convertirse realidad. No sólo hay un efecto precio en la cuenta GNL de la Argentina, también se reducen sustantivamente las cargas contratadas. A la fecha, los volúmenes se mantienen entre el 35% y 40% menores a lo arribado a los puertos argentinos en las primeras 11 semanas de 2013 y 2014. El resultado de la merma en precio y cantidad arroja una baja de más del 50% en el monto final destinado a la importación de gas licuado. Un cóctel de baja demanda de gas, temperaturas menos hostiles en verano, mayores flujos desde Bolivia, mejores niveles de extracción de gas natural y la tendencia a la baja del precio en el mercado global explican la reducción en las compras de GNL en las primeras semanas del año. Puesto que Argentina también recibe los bajos precios como un crédito para poder transferir e impulsar la producción doméstica de gas natural, enero de 2015 arrojó los mayores niveles de extracción: 116 MMm3 diarios desde noviembre de 2012, en particular gracias al aporte de los no convencionales, de 2,8 MMm3/día. Por lo tanto, de mantenerse una moderada mejora de los niveles de producción, una ajustada demanda final como consecuencia del impacto de los nuevos cuadros tarifarios y una industria anémica, mayores niveles de importación de Bolivia –se incrementó en las últimas 10 semanas en más de 1,2 MMm3/día respecto a los volúmenes de 2014–, junto a la entrada en operación de nuevas plantas de generación eléctrica y una hidraulicidad a niveles estándar, podemos proyectar un 2015 con menos buques de GNL en nuestros puertos.

Considerando una baja sustancial de lo pagado por cada m3 de GNL, la cuenta total a pagar se estaría reduciendo a menos de la mitad de devengado en 2014 Según mis cálculos, 2015 podría cerrar con una reducción del 29% respecto a los niveles del GNL importados durante el año pasado. Considerando una baja sustancial de lo pagado por cada m3 de GNL, la cuenta total a pagar se estaría reduciendo a menos de la mitad de devengado en 2014. Estas condiciones favorables se dan en un marco de un año de muchas incertidumbres, un ánimo inversor en ralentí a la espera los resultados de octubre y de la reglamentación de la nueva ley de hidrocarburos. Hasta ahora el blindaje interno a los precios internacionales genera cierta auspiciosidad, pero una auspiciosidad maniatada por el clima político y por las incertezas de corto plazo. Más allá del impulso de YPF, en esta coyuntura para el upstream argentino el corto plazo será una pausa, una espera atenta a las nuevas situaciones, con algunos traspasos de equities, pero con poco impacto en la economía real. En definitiva, hay una oportunidad, pero el verdadero cambio vendrá cuando se empiece a trabajar desde lo menor a lo mayor, desde abajo hacia arriba. Sólo un pozo se empieza desde arriba.

codigoenergetico.com

Evolución 2015 (vs avrg. 2013 y 2014)

-20 -31 % Precio -35 % Gas Natural

-40

-55 % Monto

-60

-80 2015 Dif. Precio (%) -31 %

Febrero Dif. Monto (%) -55 %

Marzo 13, 2015 Dif. LNG (%) -35 %

HIDROCARBUROS

Frente a un gran desafío Largo aliento. Recuperar el autoabastecimiento energético constituye uno de los principales desafíos para la Argentina en los próximos años. La visión de YPF, la principal petrolera del país, sobre el presente y el futuro del upstream local.

GONZALO LÓPEZ NARDONE Gerente de Asuntos Institucionales YPF

La búsqueda y el desarrollo de los hidrocarburos se diferencian de muchas otras actividades económicas de nuestro país por los plazos que requieren. Sabemos que la formación de los hidrocarburos lleva millones de años, y que la investigación, evaluación y prospección de proyectos exploratorios demanda decenas de millones de dólares de inversión y plazos razonablemente largos que permitan identificar la existencia de petróleo o gas. Estos plazos y montos de inversión se multiplican durante el desarrollo o extracción de los hidrocarburos. Así como los yacimientos pequeños o medianos convencionales requieren para su completo desarrollo cientos de millones de dólares, los yacimientos más grandes o no convencionales precisarán de miles de millones para extraer todo su potencial. En cualquiera de los casos, las inversiones que realizan las empresas tanto públicas o privadas son una apuesta al largo plazo donde un factor preponderante, además del mayor o menor riesgo petrolero, es el precio del petróleo o del gas que finalmente permitirá recuperar estas cuantiosas inversiones. La producción de hidrocarburos en nuestro país ha venido declinando en los últimos años, y por otro lado la demanda de los mismos ha crecido sostenidamente. Este cruce de oferta y demanda explica las importaciones crecientes de energía de los últimos años. Seguramente las razones de esta declinación se podrán encontrar en la

madurez de nuestros yacimientos, en algunos casos con más de 50 años de producción, en la falta de precios internos atractivos o en la escasa voluntad de inversión a riesgo de algunas empresas. A partir de 2012, con la recuperación del control societario de YPF por parte del Estado Argentino con el 51% de las acciones y la asunción de una nueva gestión profesional, los objetivos de la principal empresa del país, con más del 40% de la producción de hidrocarburos de la Argentina, han cambiado radicalmente. Frente a años de desinversión y caída de la producción, la empresa decidió cambiar el paradigma y volver a ser el motor de la industria petrolera en nuestro país. La misión de YPF, como empresa mixta, con el doble objetivo de generar valor para sus accionistas y contribuir al desarrollo del país, ha sido liderar el desarrollo de nuestros recursos, tanto convencionales como no convencionales. Es así que en los últimos 3 años las inversiones en exploración y producción crecieron un 177%, superando los 6 mil millones de dólares. La cantidad de equipos de perforación activos trabajando para YPF, el motor de la exploración y producción, pasó de 25 a 74, aumentando un 196%. Y si bien, como dijimos anteriormente, los plazos para empezar a ver resultados en nuestra industria son largos, ya en los primeros 3 años YPF puede mostrar un importante crecimiento en la producción de petróleo y gas, de un 10% y un 25%

respectivamente. Adicionalmente, YPF apostó a investigar y comenzar el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, la gran apuesta a futuro que tiene nuestro país. Las inversiones a riesgo en Vaca Muerta, permitieron convertir a Loma Campana en solo 3 años en el segundo yacimiento productivo de petróleo en la Argentina, y en el primer desarrollo comercial en el mundo fuera de América del Norte. Pero este crecimiento en la inversión y en la actividad no se debe solamente a la voluntad de una empresa; también es importante el apoyo del gobierno, fijando políticas de Estado que permitieron viabilizar económicamente los proyectos. Ejemplos de esta decisión son el aumento del precio del gas en boca de pozo para gas nuevo a 7,50 dólares por MMBTU; el acuerdo por precios internos entre 63 y 77 dólares por barril de petróleo; los incentivos para el mantenimiento y el aumento de la producción de petróleo y la sanción de una reforma a la Ley de Hidrocarburos, que, entre otros aspectos, permitió actualizarla frente a la nueva realidad de los no convencionales y darle seguridad y plazos acordes a las inversiones que nuestro país necesita. Frente a esta decisión estratégica de apostar al desarrollo del potencial hidrocarburífero, la industria se enfrenta hoy con un dilema. En los últimos meses se ha producido una abrupta caída de los precios internacionales del petróleo, que comenzó a mostrar impactos sustanciales en la industria mundial: despidos de miles de personas en compañías de servicios o petroleras, reducción de las inversiones tanto en hidrocarburos no convencionales, aguas profundas y crudos pesados. Hoy estamos viendo una foto de una película que aún no terminó. No sabemos cuál será el nuevo precio de equilibrio

La cantidad de equipos de perforación activos trabajando para YPF, el motor de la exploración y producción, pasó de 25 a 74, aumentando un 196% frente al aumento de la producción de Estados Unidos y la caída de la demanda en Europa y Asia. Lo que sí sabemos es que el objetivo de desarrollar nuestro potencial, aumentar la producción y reducir nuestra dependencia de las importaciones, requiere de una apuesta al largo plazo. La creación de Y-TEC (YPF Tecnología S.A.) mediante una alianza entre YPF (51%) y el CONICET (49%) ha permitido el desarrollo de tecnología para la explotación de los no convencionales, como por ejemplo agentes de sostén ultralivianos basados en nanotecnología, como así también investigar el potencial de las energías renovables, como la mareomotriz, o el litio, utilizado en las baterías eléctricas que incorporan los dispositivos que usamos a diario. Frente a la caída del precio internacional de los commodities y al desacople que muestra la Argentina con dichos precios, la industria se enfrenta al desafío de ser cada vez más competitiva y eficiente, pero también el país se torna hoy mucho más atractivo para invertir en hidrocarburos y transformarse, en un futuro cercano, en líder de la región en el desarrollo de recursos no convencionales, explotación de campos maduros y ¿por qué no? en el aún inexplorado offshore argentino.

ENERGÍAS RENOVABLES

ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES Un análisis del proyecto del senador Guinle

El debate en la Cámara de Diputados del proyecto de ley de fomento a las energías renovables del senador Guinle constituye una oportunidad única para construir colectivamente una ley moderna, efectiva y justa. Reflexiones de Luis Rotaeche, Coordinador de la Comisión de energías renovables del IAE.

Luis Rotaeche IAE General Mosconi

Nuestro país cuenta con gigantescos recursos de energías renovables no convencionales (ERNC); de los mejores del mundo, para cuyo fomento existen dos leyes: la 25.019, del año 1998, y la 26.190, de 2006, y una licitación internacional, GENREN (2009), para la que a través de decretos y resoluciones se creó una normativa ad hoc. Sin embargo, con toda esta normativa sólo se han instalado menos de 300 MW de ERNC, que comprenden el uno por ciento del parque eléctrico nacional, y prácticamente nada de los 560.000 MW instalados en el mundo (2013). El notable crecimiento que tienen hoy estas energías en los países de la región, entre otros en Brasil, México, Chile y Uruguay, cuya capacidad instalada nos supera ampliamente, permite esperar que en un futuro no muy lejano nuestra situación cambiará drásticamente.

Para alentar este cambio, el senador Marcelo Guinle (FPV) presentó al H. Congreso de la Nación un proyecto de ley para promocionar estas energías, al que nos referiremos aquí como el proyecto, que ha sido aprobado por el Senado, y que se encuentra en consideración en la Cámara de Diputados. Este proyecto propone que los costos de la compensación de las externalidades positivas que generan las ERNC, y cuyo aporte es imprescindible para viabilizar las nuevas energías, los paguen solo los grandes consumidores, cuya demanda de potencia sea igual o mayor de 300 kilovatios, y no todos los consumidores o el Estado, como lo determinan las leyes de promoción de ERNC existentes en el mundo. El proyecto no explica las razones de tal diferenciación o discriminación, más allá de alegar que ello sustituiría el sobrecosto transitorio de despacho (SCTD)

Para alentar este cambio el senador Marcelo Guinle presentó al Honorable Congreso de la Nación un proyecto de ley para promocionar estas energías, que ha sido aprobado por el Senado

que pagarían los grandes consumidores, reemplazo que no necesariamente ocurriría –y menos igualitariamente–, y que de todas maneras legalizaría una distorsión que tampoco parece justificada. Así, el proyecto podría terminar exigiendo a los “grandes consumidores” que se comprometan a comprar ERNC por veinte años a un precio alto, US$ 113/ MWh, o a producirla, o según el texto del proyecto, a «generar en lo inmediato la suficiente credibilidad de pago en las instituciones financieras…»1. Existe la posibilidad de que ello pueda provocar que los grandes consumidores no acepten tal responsabilidad y que prefieran reclamar judicialmente contra la carga extra que se les exige, o incluso pagar la multa prevista por incumplimiento, que sería del orden de US$ 200/MWh por cada MWh consumido que no cumpla el cupo previsto de ERNC.

El proyecto también discrimina a favor de la energía eólica, hoy una de las más económicas, en contra de las otras ERNC, perdiendo así una ventaja principal de la promoción de las ERNC, que es precisamente aprovechar la reducción futura de los costos de cada una de las tecnologías, sin que el Estado decida de antemano la ganadora. Ya que el tiempo puede convertir en un error estratégico mayúsculo lo que ahora puede parecer una evidencia. De esta forma, el proyecto también discrimina en contra de las áreas que tienen diferentes recursos, otros que el eólico, como puede ser biomasa (biocombustibles, biogás y residuos urbanos o rurales, etc.), solar, posiblemente en la región más pobre del país, geotermia, del mar, etc.

El proyecto también discrimina a favor de la energía eólica, hoy una de las más económicas, en contra de las otras ERNC

Por otro lado, el proyecto recomienda la creación de un fondo, el FODER, para financiar proyectos, realizar aportes de capital, subvencionar la tasa de interés,

(1) Del texto de fundamentos que acompaña al proyecto.

comprar instrumentos de deuda y otras difíciles responsabilidades, que serían propias de un banco de desarrollo. Se plantea así la creación de una institución sumamente compleja, que exige de un know how difícil de adquirir, que requiere de mucho tiempo para ser constituida y de la existencia de una estructura profesional, cuya idoneidad el Estado no puede garantizar, dado que, con honrosas excepciones, su criterio de manejo y selección del personal es el clientelismo. El proyecto supone que los abundantes fondos que necesita esta institución provendrían mayoritariamente del Tesoro Nacional; recursos que el Estado casi nunca tiene, por nobles que sean las necesidades, y mucho menos hoy cuando el gasto público se ha agigantado, pasando del equivalente del 22 % del PBI en el año 2002 a más del 30 % en la actualidad y con un déficit acorde con semejante descontrol2. La estabilidad fiscal que ofrece el proyecto no consiste como en otros casos en prohibir el aumento de impuestos por encima de los que están vigentes cuando se aprueba el proyecto de inversión. Por el contrario, estipula

que si hay aumentos de impuestos, tasas, contribuciones o cargos, ellos «se podrán trasladar al precio pactado en los contratos de abastecimientos de ERNC celebrados». Así se convierte en una puerta abierta, oficializada, para que todos acrecienten los impuestos una vez terminado el proyecto de inversión, que también se les cobrará a los grandes consumidores. El proyecto ofrece muy importantes beneficios fiscales, que van mucho más allá que los que han sido acordados hasta ahora. De no existir riesgos en la adjudicación de tantas ventajas, estas deberían incluirse en la legislación vigente prontamente, formando parte o no del proyecto del senador Guinle.

Sugerimos realizar fuertes mejoras al proyecto aquí considerado para lograr adecuadamente el objetivo que tantos compartimos

El proyecto del senador Guinle, además de prever ciertas propuestas para estimular la producción nacional de equipos de ERNC, establece un régimen transitorio de importación de equipos que ha merecido críticas de la UIA. Este es un tema difícil de tratar, sobre todo en este caso, en que las nuevas energías se adaptan mucho mejor al grado de desarrollo de nuestra industria que las centrales térmicas que

(2) “Dos Propuestas para el Financiamiento de las Energías Renovables”. Luis M. Rotaeche. Revista Proyecto Energético. Año 31, Nº 102. Diciembre 2014

se han instalado en el país en las últimas décadas, que son importadas al igual que gran parte del combustible que utilizan. Además los déficits eléctricos existentes y potenciales afectan también -o sobre todo- a la propia industria nacional. Existe una propuesta alternativa para promover las ERNC en el país, constituida por el libro de mi autoría3, donde se hace precisamente una revisión de los principales obstáculos que pueden existir para desplegar las ERNC en Argentina y, como su título lo indica, una proposición general de una política pública y de un plan concreto para promocionar estas energías. Este libro complementa el proyecto de ley para la promoción de las energías renovables4 estudiado en el marco institucional del IAE, cuyo texto se encuentra en el sitio iae.org.ar. Ambos, el libro y el proyecto de ley, tratan una cantidad de aspectos fundamentales que se soslayan en general, tales como la definición de una política pública y un plan concreto para su aplicación, la institucionalidad requerida que muestran tanta debilidad en el país, los procesos de selección y

adjudicación de proyectos, las aspectos técnicos de las conexiones y de la ampliación de la infraestructura requerida, los procesos administrativos, la promoción de las otras ERNC además de la eólica, ventajas fiscales realistas y metas posibles. Amén del fondo de garantía que proponemos como medio para que las empresas promotoras de ERNC puedan obtener créditos privados para sus proyectos, y que parece que por el momento es mucho más viable que el fondo (FODER) propuesto en el proyecto. Si bien es difícil llevar adelante iniciativas constructivas en el país, ello no nos debería eximir, si se quiere diseñar una política pública, de estudiar las alternativas posibles y de desarrollar un proyecto coherente y sistémico, y sobre esa base buscar consensos.

Si bien es difícil llevar adelante iniciativas constructivas en el país, ello no nos debería eximir de estudiar las alternativas posibles y de desarrollar un proyecto coherente y sistémico

Sugerimos realizar fuertes mejoras al proyecto aquí considerado para lograr adecuadamente el objetivo que tantos compartimos, que es promocionar las ERNC. Y el hecho de haber malogrado ya varias iniciativas nos obliga a ser mucho más cautelosos para evitar otro fracaso, que tanto frustraría esta causa, las ERNC.

(3) “Energías renovables en Argentina. Una propuesta para su desarrollo”. Luis M. Rotaeche. Editorial Dunken. 2014 (4) El grupo de trabajo que estudió y redactó este proyecto lo componen el Ing. Gerardo Rabinovich (del IAE), los abogados Agustín Siboldi, Nicolás Eliaschev y Juan Carlos Cueva, y el economista Luis Rotaeche (del IAE) como coordinador.

opinión

AJUSTAR CONSENSOS PARA GESTIONAR LA ENERGÍA Consenso energético: apuntes colectivos sobre una discusión indispensable para recuperar el sector energético argentino.

JORGE LAPEÑA Presidente del IAE “General Mosconi”

El 8 de abril pp. se realizó en la Universidad de Ciencias Empresariales y Sociales (UCES) el seminario La energía en la Argentina: los desafíos políticos, técnicos y económicos 2016-2019, organizado por el Grupo de Ex Secretarios de Energía y auspiciado por una docena de prestigiosas ONG vinculadas a la Energía. El evento se realizó a sala colmada en el amplio auditorio de la UCES de calle Paraguay. Aunque me caben las generales de la ley, no creo equivocarme si afirmo que asistió todo el sector energético. Es cierto, sin embargo, que no hubo funcionarios oficiales. El público asistente siguió con atención las exposiciones de los calificados panelistas que fueron especialmente seleccionados por el grupo organizador. Los panelistas, expertos ampliamente reconocidos en cada una las disciplinas, fueron rápidamente y sin rodeos al meollo de la cuestión energética; el público, también experto, fundamentalmente empresarios, ex funcionarios, académicos y periodistas especializados, siguió con atención las exposiciones hasta el final. En el panel sobre Hidrocarburos, disertaron el Consultor Daniel Gerold y el actual presidente de Shell, Juan José Aranguren; en Electricidad el Vicepresidente del IAE “General Mosconi”, Gerardo Rabinovich, y el Ex Secretario de Energía Alejandro Sruoga, y en Economía de la Energía Fernando Navajas, Economista Jefe de Fiel, y Roberto Brandt. Los integrantes del grupo organizador, los Ex Secretarios de Energía, se limitaron a coordinar los paneles y a

El gobierno actual no acertó a definir una estrategia energética para revertir esta situación decadente y persistente en los últimos 12 años tomar notas para la elaboración de una propuesta energética que elevarán en mayo próximo a todos los candidatos presidenciales. Una innovación digna de mención: en el público y en las primeras filas operaba, lápiz en mano, el Grupo Relator, un grupo interdisciplinario de 15 jóvenes expertos profesionales energéticos especialmente seleccionado por el Grupo Organizador, con el objeto de redactar el documento base que servirá se utilizará para la elaboración de la propuesta energética. Indudablemente se trató de una apuesta al futuro. Se puede soñar: a lo mejor ese grupo humano sea la semilla de una task force para la asunción de un nuevo gobierno en esta área. El momento político era el indicado: un gobierno con fecha de vencimiento será reemplazado en 9 meses; mucho antes, en cinco meses, comenzarán las PASO, y a partir de ese momento todo será vertiginoso y en cuenta regresiva. Desde el punto de vista técnico, el seminario dejó en claro los principales problemas estructurales que afronta el sector energético argentino que son los siguientes:

a. Argentina enfrenta un futuro en el cual las importaciones energéticas serán crecientes y con costos de importación que se sitúan en 2014 por sobre los 11.000 millones de US$ anuales; b. Argentina importa con sobreprecios respecto de lo que sería la importación eficiente; c. La producción de petróleo y gas natural a nivel país sigue descendiendo y la estrategia gubernamental implementada desde 2012 con la estatización parcial de YPF no logró revertir la tendencia declinante de la producción de hidrocarburos, que es crónica y de larga data; d. El gobierno actual no acertó a definir una estrategia energética para revertir esta situación decadente y persistente en los últimos 12 años. Esa estrategia debe estar contenida en un Plan Energético Estratégico. Después de 25 años, Argentina debe volver a planificar la Energía. e. La matriz energética es cada vez más dependiente de los hidrocarburos, y esto dificulta la asunción de compromisos serios para la mitigación del cambio climático; f. Es fundamental que se creen las condiciones para que exista un vigoroso proceso de inversión. La inversión genuina se ha reducido a un mínimo insuficiente para asegurar sostenibilidad de las prestaciones. Un panelista afirmó: “Tanto mercado como sea posible; tanto estado como sea necesario”. g. Es necesario corregir la errónea política tarifaria que lleva a las empresas prestarías de los servicios públicos energéticos a la virtual quiebra. El resultado ha sido el deterioro de la calidad del servicio con el incremento de los cortes y de la duración de las reparaciones;

Se han adoptado decisiones no transparentes y sin racionalidad aparente en la construcción de grandes equipamientos energéticos que condicionarán el futuro h. Adicionalmente, la mala política tarifaria llevó al crecimiento excepcional de los subsidios, que complican el funcionamiento de toda la macroeconomía. Me parece importante poner de resalto que a diferencia de otras reuniones, en las que el énfasis se pone en los medios técnicos que deben ser utilizados para alcanzar los fines, en este evento hubo importantes acuerdos respecto a la situación crítica de la Economía Energética en general como elemento común que atraviesa todo el sector, y en las dificultades técnicas y políticas que implicará para el próximo gobierno poner a punto esta cuestión que afecta a todo el sector energético. Se puso de manifiesto que en los últimos tiempos se han adoptado decisiones no transparentes y sin racionalidad aparente en la construcción de grandes equipamientos energéticos que condicionarán el futuro (se mencionó como ejemplos los anuncios sobre la compra de dos centrales nucleares, de las que se desconocen hasta los estudios de factibilidad). Finalmente, una reflexión política: un panelista interrogó al auditorio acerca de si el futuro energético estaba en la continuidad o en el cambio. La respuesta inequívoca del auditorio fue que el futuro energético es el cambio. Moraleja: preparémonos para cambiar. Seamos actores de ese cambio. 20 de abril de 2015.

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Aporte institucional

AGENDA PARA UNA NUEVA POLÍTICA ENERGÉTICA El IAE “General Mosconi” pone a disposición de la sociedad y de su dirigencia presente y futura su agenda energética: una propuesta programática de cambio y de transformación para devolver la salud al sector energético.

Jorge A. Olmedo IAE General Mosconi

El sector energético argentino está afectado por una declinación productiva persistente, que ha originado la pérdida del autoabastecimiento energético con importaciones crecientes, sólo atenuadas por la caída de la actividad económica general. Esto es consecuencia de políticas equivocadas y sostenidas en un período extenso por el actual Gobierno, que han generado un problema estructural y complejo, lo que pone en riesgo la seguridad energética y la sustentabilidad de un desarrollo sostenido. Este cuadro de situación no es novedoso ni fortuito, sino el resultado esperable de la falta de políticas sectoriales de largo plazo y de planificación estratégica. A esto se suma, haber promovido el incremento subsidiado del consumo, sin enfrentar la persistente reducción de la producción y de las reservas. Resulta grave haber perdido el autoabastecimiento en los últimos años. Ahora es imperioso afrontar la necesidad de recuperarlo mediante un claro cambio de rumbo y la pronta puesta en vigencia de una NUEVA POLÍTICA ENERGÉTICA. Por un lado, debe lograrse una fuerte recuperación de la exploración de hidrocarburos; un desarrollo muy significativo de fuentes renovables y no contaminantes y un uso más racional mediante políticas sostenidas de conservación y eficiencia energética. Por el otro, debe encararse

Este cuadro de situación es el resultado esperable de la falta de políticas sectoriales de largo plazo y de planificación estratégica una reforma institucional y regulatoria, que asegure un marco sólido y confiable para la recuperación sectorial. Esta cuestión compleja requiere ser abordada por el nuevo Gobierno Nacional que asumirá en diciembre próximo en todos los frentes en forma simultánea y con continuidad en la aplicación de principios y reglas que deberían constituir una Política de Estado, en las futuras administraciones gubernamentales. En ese sentido, resulta muy auspicioso que el grupo de Ex Secretarios de Energía haya propuesto y logrado que la mayor parte de los precandidatos presidenciales, con excepción del actual oficialismo, suscriban una “Declaración de Compromiso” de observar como marco de referencia para la elaboración de programas de gobierno un conjunto de lineamientos y coincidencias básicas que serán aplicadas por los sucesivos gobiernos que se alternan en un régimen republicano y democrático. En línea con esas ideas, propiciamos que la reforma antes citada se oriente a resolver desafíos clave:

• Revertir la alta incertidumbre sobre las reglas de juego, creando condiciones claras y estables para generar un flujo genuino y creciente de inversiones; • Corregir gradualmente las graves distorsiones de precios, tarifas y subsidios, con una visión integral, y • Fortalecer la capacidad institucional, regulatoria y de gestión del Estado. Para ello, aportamos la agenda energética IAE (ver iae. org.ar) en revisión y actualización permanente, que constituye una propuesta programática de cambio y transformación. De allí destacamos algunas medidas prioritarias: • Crear el Ministerio de Energía en el marco de una reestructuración integral del Estado, jerarquizando y fortaleciendo su capacidad institucional como órgano superior de fijación de la política energética y de la planificación, así como de autoridad de aplicación de la nueva legislación energética, dotándola del presupuesto y de los recursos humanos y técnicos necesarios.

Se debe aplicar una nueva política energética, basada en la sanción de una nueva legislación y en la creación de nuevas instituciones estatales • Crear un Consejo de Política Energética en el ámbito del Gabinete Nacional, coordinado por el Ministro de Energía e integrado por los ministerios y áreas vinculadas a esta problemática, con la misión de consensuar estrategias y planes a proponer al Poder Ejecutivo y al Congreso Nacional, proyectos de leyes y de acuerdos internacionales, asegurando una adecuada evaluación y coordinación interministerial. • Crear nuevas Agencias Nacionales para cumplir misiones específicas en las áreas de: Hidrocarburos y Biocombustibles; Hidroelectricidad; Energías Renovables y Eficiencia Energética. • Explicitar una nueva Política Energética Nacional, en un marco de integración creciente y sólida con el MERCOSUR ampliado, en base a la armonización

gradual de las estrategias sectoriales y de los marcos regulatorios energéticos , ambientales e impositivos;

en cuenta la normativa vigente en experiencias exitosas en América Latina.

• Elaborar y ejecutar un Plan Estratégico Sectorial de largo plazo, orientado a una fuerte Diversificación de la Matriz Energética (hidroelectricidad, energía nuclear, eólica, solar, biomasa) y a la reducción de la emisión de gases de “efecto invernadero”, así como también a la Conservación y Eficiencia Energética.

A ese fin, enviar al Congreso un proyecto de Ley de nuevo Marco Regulatorio Eléctrico, reformando y armonizando las leyes 24.065 y 15.336 y contemplando nuevas soluciones para las serias falencias vigentes.

• Promover y sancionar una ley de Hidrocarburos, en reemplazo de la ley 17.319 y de las normas promovidas y sancionadas en los últimos años, incorporando los preceptos Constitucionales y armonizando los roles del Estado Nacional y las Provincias; las funciones del Estado en la regulación y el control; y los derechos y obligaciones de las empresas en todos los segmentos de la actividad. • Proponer al Congreso Nacional un proyecto de Reforma y Adecuación del Marco Regulatorio del Gas Natural (Ley 24.076); reordenar y normalizar esta actividad aplicando la nueva normativa. • Reformar el Marco Regulatorio Eléctrico, a fin de lograr: a) instrumentar una solución equilibrada que comprenda una recomposición de precios y tarifas en toda la cadena eléctrica –en un proceso gradual que demandará varios años– y el mantenimiento de un volumen de subsidios necesario para atenuar el impacto de dicho proceso; y b) un flujo sostenido de inversión –privada y pública– que asegure la expansión de la oferta en forma sustentable (del orden de u$s 5.000 millones anuales en el período 2016/2025) tomando

Reimplantar los Fondos Nacionales Específicos con las innovaciones convenientes, para la financiación de grandes obras de carácter prioritario incluidas en la planificación estratégica sectorial. Contando con ese nuevo marco, reordenar y normalizar el funcionamiento del Sector Eléctrico Nacional, aplicando el nuevo Marco Regulatorio en forma integral. • Intervenir, reestructurar y normalizar los Entes Reguladores Nacionales, ajustando su conformación y funcionamiento a los nuevos Marcos Regulatorios que se sancionen, asegurándoles su plena autarquía presupuestaria y autonomía para la toma de decisiones. Sus directores deberán acreditar una alta idoneidad e independencia de criterio, siendo designados mediante concursos públicos y tendrán estabilidad por los períodos que se establezcan. En síntesis, reiteramos nuestra propuesta de aplicar UNA NUEVA POLÍTICA ENERGÉTICA, basada en la sanción de una nueva legislación y en la creación de nuevas instituciones estatales, como instancia superadora de los graves problemas que ponen en peligro a un sector estratégico para el desarrollo económico y social de nuestro país.

INsTITUCIONALES

Diagnóstico y Proyecciones para el Planeamiento del Sector Eléctrico de la República Argentina La Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (APUAYE) representa a los profesionales universitarios que trabajan en el Sector Eléctrico Argentino en función de su Personería Gremial Nº 698, con ámbito de actuación en todo el territorio nacional. En ese carácter, en los últimos años APUAYE viene participando y exponiendo su visión y propuestas en las diversas Audiencias Públicas que realizan los Entes Reguladores Eléctricos de diversas Provincias, en los procesos de Revisiones Tarifarias periódicas y extraordinarias de las Empresas Distribuidoras. Cabe agregar que en el período 2009 - 2013 se realizaron ciclos de actividades formativas sobre “Economía de la Energía y Planificación Energética”, desarrollados exitosamente en el ámbito regional de las Seccionales de APUAYE en todo el país. Cumplida la etapa precitada, a principios de 2014 se inició un ciclo de “Seminarios Regionales sobre el Sector Eléctrico”, que se llevó a cabo con resultados muy satisfactorios.

Finalmente, atendiendo a que en el año 2015 se realizarán las elecciones presidenciales, de gobernadores provinciales y legislativas, es previsible que en los próximos meses se intensificarán los debates sobre la futura Política Energética Argentina en el ámbito político, así como también en el sectorial y gremial. Para ello, en el marco de cooperación vigente, APUAYE le propuso oportunamente al Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” elaborar un Estudio del Sector Eléctrico Argentino, el que fue plasmado en diversas etapas mediante un intercambio permanente de criterios e ideas por parte de un equipo de muy calificados especialistas de ambas entidades, durante varios meses de trabajo. Del mismo ha surgido un Informe Final, que constituye un aporte de base para el debate y consenso de ideas para definir las estrategias y políticas a llevar adelante en los próximos años. Con ese objeto, también se ha previsto darle continuidad y complementar el citado estudio con el desarrollo de una segunda etapa a encarar en el corriente año 2015. APUAYE a través de sus contactos institucionales permanentes ha puesto dicho informe a disposición de sus interlocutores, tales como directivos y especialistas de Organismos Públicos, empresas y cooperativas eléctricas, universidades e instituciones privadas especializadas, como una metodología de participación en el análisis e intercambio de ideas constructivo sobre el desarrollo del Sector Eléctrico del cual forma parte en todo el ámbito nacional.

INsTITUCIONALES

Sobre la construcción de las obras hidroeléctricas sobre el Río Santa Cruz La posición del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” A. ANTECEDENTES 1. El gobierno nacional ha anunciado oficialmente el inminente lanzamiento1 de la construcción de los aprovechamientos hidroeléctricos Néstor Kirchner (ex Condor Cliff) y Jorge Cepernic (ex La Barrancosa), ubicados sobre el Río Santa Cruz. 2. El IAE “General Mosconi” ha defendido desde siempre la importancia fundamental de la energía hidroeléctrica en el balance energético nacional como forma adecuada para alcanzar una matriz energética equilibrada, menos dependiente de los hidrocarburos, y que permita cumplir metas en la mitigación del cambio climático que está afectando al planeta. 3. El Instituto ha denunciado de forma permanente, por inconveniente, el retroceso de la participación de la energía hidroeléctrica en la generación eléctrica total que se ha producido en los últimos cuatro lustros, en los que la hidroelectricidad pasó de generar el 60% del total a sólo el 32% en el último año, con el consiguiente aumento de la energía termoeléctrica generada, en gran parte con combustibles importados de alto costo. 4. Finalmente, nuestro Instituto ha puesto de manifiesto en reiteradas oportunidades la necesidad de contar con una planificación energética estratégica, realizada con técnicas adecuadas y con amplio consenso político, y de contar con instituciones estatales aptas para gestionar la construcción de esas grandes obras de infraestructura2. El instituto también ha destacado la probada capacidad tecnológica de nuestra industria y empresas de la construcción para afrontar estos proyectos.

B. LAS OBRAS DEL RÍO SANTA CRUZ 5. El Río Santa Cruz, cuyo caudal medio es de 700 m3/s, es por su magnitud el segundo río entre los de curso exclusivamente nacional3. En razón de ello constituye una muy importante fuente energética, que viene

a sumarse a los ríos que ya tienen un alto grado de aprovechamiento4 y que le permitieron a la Argentina un elevado grado de utilización de la energía hidráulica en generación eléctrica. 6. En este contexto, tenemos el pleno convencimiento de que el aprovechamiento del Río Santa Cruz es adecuado y constituye un viejo proyecto que tuvo varias etapas de estudios impulsados por la desaparecida empresa nacional Agua y Energía Eléctrica. Gran parte de esos estudios fueron realizados en la década del ’80, con participación de consultoría argentina y financiación del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Sin embargo no integran un PLAN ENERGETICO NACIONAL integral, factible, actualizado, consensuado y aprobado.

C. LAS CENTRALES QUE HOY IMPULSA EL GOBIERNO NACIONAL 7. Dentro del marco conceptual previamente descrito, nuestro instituto puntualiza específicamente lo siguiente: 7.1 Los aprovechamientos hidroeléctricos Néstor Kirchner y Jorge Cepernic son plantas concebidas para operar dentro del sistema interconectado nacional. Ello implica que la concepción del proyecto debe ser integral, y por lo tanto debe incluir como condición sine qua non el sistema de transmisión en extra alta tensión entre las centrales hidroeléctricas y los grandes centros de consumo. 7.2 Este sistema aún no ha sido proyectado, ni estudiado en sus aspectos eléctricos, tiene varias alternativas técnicas5, sobre las que también inciden otros proyectos de generación en la Patagonia, dada la gran distancia entre los aprovechamientos hidroeléctricos en cuestión y el centro de cargas del mercado eléctrico6. El sistema de transmisión implica una muy alta inversión que no puede ser soslayada en la actual etapa sin poner en peligro la ejecución del proyecto total.

(1) Estos anuncios se hicieron en el marco de los acuerdos financieros firmados con la República Popular China en enero de este año. (2) Agua y Energía Eléctrica SE e HIDRONOR SA dejaron de existir con las privatizaciones masivas del sector energético de 1992. (3) El Río Santa Cruz nace en el Lago Argentino y desemboca en el Océano Atlántico. (4) Limay, Neuquén, Chubut, Futaleufú, Colorado, Atuel, Diamante, Mendoza, Tunuyán, San Juan, Uruguay, Paraná, entre otros. (5) Corriente alterna en 500kV, Corriente alterna en 750kV, Corriente continua. (6) Aproximadamente 2.500 Km.

7.3 Estimaciones realizadas en base a estudios preliminares nos indican que el costo de este importante sistema de transmisión podría alcanzar a los 2.000 millones de dólares. Esto representa aproximadamente el 45% del costo total de las obras. 7.4 Debe quedar absolutamente claro que el sistema de transmisión en 500 kV existente entre Choele Choel (Río Negro) y Río Gallegos, construido en la última década7 y que pasa por la localidad de Piedrabuena (punto de vinculación de las centrales) no puede evacuar la totalidad de la energía que será generada por los aprovechamientos del Río Santa Cruz. 7.5 Los aprovechamientos no cuentan con estudio de impacto ambiental aprobado. 7.6 No se ha demostrado la factibilidad del repago de los préstamos que se tomarán para la ejecución de la obras bajo el paraguas del convenio marco de cooperación en materia económica celebrado con la República Popular China, recientemente aprobado por el Congreso de la Nación; ni el alcance que tendrían las condicionalidades concedidas en dicho convenio durante la etapa de ejecución del proyecto. 7.7 No se conoce la tarifa de la energía a ser generada por las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic y cómo esto afectará a la economía de los usuarios de la energía generada, ni su impacto e inserción en el proceso de recomposición de precios de la energía eléctrica a encarar en los próximos años.

de inicio de obras hasta no dar cumplimiento fehaciente a las siguientes actividades, de modo de permitir revisar la inversión total, asegurar su recupero y evitar riesgos de mayores costos e incertidumbre propias de los proyectos incompletos.

D. LA PROPUESTA DEL IAE “GENERAL MOSCONI”

a) Concluir el proyecto completo de las obras tal que permita conocer su presupuesto definitivo, incluyendo en el presupuesto el monto de las obras correspondientes al sistema de transporte de la energía generada hasta el mercado donde será consumida. b) Concluir el estudio de impacto ambiental que permita obtener las licencias correspondientes y la autorización de la autoridad competente para iniciar efectivamente las obras. c) Terminar los estudios financieros, realizados por una entidad independiente, que aseguren la disponibilidad de fondos autogenerados por el emprendimiento, para hacer frente a los pagos de los servicios de deuda de los préstamos recibidos y la operación y mantenimiento de las centrales. d) Determinar las tarifas a las cuales será vendida la energía generada por las centrales en los centros de consumo y demostrar la competitividad de las mismas para la industria argentina. e) Determinar la institución estatal que tendrá la misión de realizar las siguientes funciones imprescindibles para el éxito de la ejecución de tan importante obra pública: 1) comitente, 2) inspección de obra, 3) responsable de la explotación8. f) Precisar en forma expresa la maximización de la participación de la industria nacional.

En función del contexto precedentemente descrito, el IAE “General Mosconi” recomienda no incurrir en costos

La Comisión Directiva del IAE “General Mosconi” 10 de marzo de 2015.

(7) Sistema LEAT en 500 kV y últimos tramos en 220kV. (8) Esta importantísima tarea fue cumplida en forma muy eficaz por HIDRONOR SA en las centrales hidroeléctricas El Chocón, Arroyito, Planicie Banderita, Alicurá, Piedra de Águila. En la CH Salto Grande, fue realizada por la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande, y en la CH Yacyretá fue realizada por la Entidad Binacional Yacyretá.

INsTITUCIONALES

Declaración del IAE “General Mosconi” sobre las decisiones de construcción de centrales nucleoeléctricas para el período 2015-2019 1. La experiencia prueba que las centrales nucleoeléctricas para la Argentina constituyen una alternativa eficaz para generación de electricidad. Esta experiencia se apoya en una larga tradición de investigación, desarrollo y construcción de este tipo de centrales que nuestro país ha encarado con éxito desde mediados del Siglo 20, y que ha sido mantenida por los diversos gobiernos argentinos que se han sucedido en ese período. 2. Nuestro país construyó con gran éxito la primera central nuclear de América Latina en un tiempo que aún llama la atención por el estricto cumplimiento de su cronograma de obra. La operación y mantenimiento de esa central a lo largo de los 41 años que han pasado desde que iniciara su operación, muestran una performance altamente exitosa que habla a las claras de la capacidad Argentina. Este comentario alcanza también a la performance de nuestra segunda central en Embalse, Córdoba, inaugurada en 1983. Ambas han llegado al final de su vida útil en una performance operativa ampliamente exitosa. 3. La generación de energía por medios nucleares tiene para Argentina una mayor favorabilidad que en el pasado, y por lo tanto se encuentra ante una oportunidad para profundizar su participación en el balance energético nacional. 4. Esa favorabilidad u oportunidad para la energía nucleoeléctrica se fundamenta en las siguientes razones: a) Es un método de generación eléctrica que no produce gases de efecto invernadero, y por lo tanto compatible con una estrategia de mitigación del cambio climático que Argentina deberá proponer y acordar con la comunidad internacional. b) Es una forma apta y compatible para diversificar nuestra matriz energética que cada vez es más dependiente de los hidrocarburos, cuya producción nacional está en persistente y estructural declinación. La dependencia argentina respecto del petróleo y del gas natural hoy se ubica en torno a un inconveniente 86% de la energía primaria.

c) La dotación de recursos energéticos primarios de Argentina se ha modificado negativamente en los últimos años. Argentina ya no es el país con grandes reservas de gas natural que fue en el pasado1, que le permitieron alcanzar el autoabastecimiento energético. Hoy las reservas comprobadas de gas natural son apenas el 40% de las que nuestro país poseía a comienzos de siglo y no se han producido nuevos descubrimientos. d) La energía hidroeléctrica -aunque todavía con grandes posibilidades- presenta menos oportunidades de expansión que en el pasado. Los mejores aprovechamientos ya han sido realizados y las exigencias ambientales son mucho mayores. 5. Sin embargo, al ser la energía nucleoeléctrica de alto costo inicial de instalación, de largos períodos de construcción, de fuerte impacto ambiental e inspiradora de temores para una parte de la comunidad internacional, deberá dar un salto cualitativo con respecto a su organización, a sus modos de gestión de proyectos, a los estudios de costos, y a la gestión de sus programas de obras. Quienes toman decisiones de inversión –funcionarios públicos, inversores privados- en materia de inversiones nucleares, deberán antes que nada ser conocedores avezados del sector energético argentino. 6. Debe puntualizarse que en el año 2015 se cumplen 20 años desde que se discontinuó la producción nacional de Uranio; por lo que la energía nucleoeléctrica argentina es generada íntegramente con combustible importado, cosa que no ocurre con ninguna otra fuente de generación de las que utiliza nuestro país, resaltándose que la seguridad energética disminuye cuando un país depende en un 100% de un suministro externo. Este tema debe ser objetivado, explicado y formar parte de cualquier decisión estratégica. 7. Las centrales nucleoeléctricas futuras deben cumplir las siguientes reglas, que deben ser entendidas por los decisores:

(1) A partir de los descubrimientos de los yacimientos gigantes de gas natural realizados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales y Total Austral en las décadas del 70 y del 80.

a) Las centrales nucleares antes de ser decididas deben integrar un Plan Energético Estratégico2. Ninguna, absolutamente ninguna central nuclear debería ser decidida fuera de la planificación energética. b) Ninguna central nucleoeléctrica debería ser decidida –ni mucho menos iniciada– sin haber realizado previamente un Estudio de Factibilidad técnico, económico, financiero y ambiental. Este estudio deber ser público y auditable en forma independiente del promotor de la obra. De acuerdo a la ley de Inversión Pública, N° 24.354, todos los proyectos que requieran fondos, transferencias, aportes, créditos o avales del Tesoro Nacional deberán contar con la factibilidad, desarrollados en todas sus etapas, y ser aprobados por el Poder Ejecutivo Nacional y el H. Congreso de la Nación. c) El Estado argentino no debe admitir la “reserva de confidencialidad” de los textos o información correspondientes a un acuerdo internacional, tanto en lo relativo a su negociación o celebración, como a la negociación y contratación de las obras derivadas de los mismos, cualquiera sea su etapa de negociación o concertación. Dicha “reserva de confidencialidad” viola, a nivel nacional, el principio de publicidad de los actos de gobierno. A nivel internacional, todos los Estados tienen la obligación de hacer públicos los acuerdos internacionales mediante su debido depósito ante el registro de la Secretaría General de Naciones Unidas, bajo pena de inoponibilidad de dichos acuerdos “secretos” frente a la comunidad internacional (Artículo 102 de la Carta de Naciones Unidas). d) El Estado argentino debe respetar el debido procedimiento previsto en la Constitución

Nacional para la aprobación de los acuerdos internacionales relativos a energía nuclear. La falta de respeto de dicho procedimiento puede llegar a comprometer la obligatoriedad y ejecutabilidad futura del acuerdo. e) Las centrales nucleares que el sector energético argentino necesita para la generación comercial de electricidad no son centrales de tipo experimental, ni prototipos cuya performance no esté probada. En ese caso, los emprendimientos deben ser encarados por los organismos de investigación y desarrollo, y fuera de la operatoria comercial3. f) Los cronogramas y presupuestos de obras para generación nucleoeléctrica comercial deben ser cumplidos en forma escrupulosa. Una buena obra, con cronograma de ejecución excedido y con sobrecostos, se transforma por esa única razón en una mala obra. Esa es la regla a cumplir. g) Las tecnologías de generación nucleoeléctrica comercial a adoptar deben ser las más competitivas de acuerdo a la experiencia internacional comprobable. h) Finalmente, la energía nucleoeléctrica comercial debe ser competitiva frente a las otras energías alternativas para cumplir la misma finalidad. i) Como política general, y esto vale también para otro tipo de centrales4, cuando la construcción de una central comprometa recursos presupuestarios en más de un período, se requerirá que además de estar la obra incluida en el Plan Energético Nacional, se sancione una ley específica que establezca la asignación plurianual de los recursos presupuestarios a un fideicomiso financiero, que asegure la disponibilidad de los fondos para la ejecución de la misma. El país no debería repetir la experiencia de la construcción de la tercera central nuclear,

(2) Que hoy no existe como tal, ni cuenta con aprobación parlamentaria. (3) Un ejemplo de este tipo de emprendimientos es el reactor experimental CAREM de 25 MW, encomendado a la CNEA en la ley 26.566, del año 2009. (4) Hidroeléctricas, eólicas, solares y centrales convencionales.

recientemente puesta en operación comercial, luego de 35 años. En función de las consideraciones precedentes, La Comisión Directiva del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” resuelve: a) Solicitar al Gobierno Nacional que informe a través del Ministerio de Planificación Federal la fecha cierta de salida de servicio de la Central Nuclear de Embalse para el Proyecto Extensión de Vida Útil. b) Que en forma concordante con lo anterior, se informe el cronograma de obra desde su completa salida de servicio hasta la habilitación definitiva o reingreso al servicio comercial a plena potencia. c) Que en el mismo concepto se informe el presupuesto total de esta obra hasta su habilitación definitiva o reingreso al servicio comercial a plena potencia, así como también las fuentes de los recursos financieros para llevar a cabo la obra y los contratos suscriptos con sus correspondientes grados de avance. d) Se declare a esta obra de máxima prioridad. e) Que el Gobierno Nacional se abstenga de contratar nuevas centrales nucleares mientras no se hayan cumplimentado: 1) los estudios de factibilidad de cada central que demuestren la viabilidad de cada emprendimiento individual; 2) la inclusión de las centrales en un Plan Energético Nacional con aprobación parlamentaria; 3) los correspondientes estudios de impacto ambiental (EIA); 4) se expliciten y aprueben por una ley específica los recursos presupuestarios plurianuales del emprendimiento; 5) el principio de publicidad de los actos de gobierno; y 6) el respeto del debido procedimiento de configuración de la voluntad estatal, previsto en los artículos 99 y 75 de la Constitución Nacional.

Asimismo, solicita al Gobierno Nacional: f) Informar las acciones que realice en el marco de los dos convenios firmados en febrero de 2015 con el Gobierno de la República Popular China, MEMORANDO DE ENTENDIMIENTO SOBRE LA COOPERACIÓN EN EL PROYECTO DEL REACTOR DE TUBOS DE PRESIÓN Y AGUA PESADA, y ACUERDO SOBRE PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN DE UN REACTOR

DE AGUA PRESURIZADA, y dar a conocer y consensuar democráticamente dichas acciones. g) Informar el contenido del contrato marco firmado el 3 de septiembre de 2014 por Nucleoeléctrica Argentina SA (NASA) con la Corporación Nacional Nuclear de China (CNNC), que establece la modalidad de ejecución del proyecto del reactor de tubos de presión y agua pesada. h) No autorizar a NASA a firmar con la CNNC los contratos comerciales y el acuerdo financiero involucrado en el proyecto mencionado en el párrafo anterior, hasta que no se demuestre y apruebe la factibilidad del emprendimiento y se den a conocer y sean consensuados los compromisos que se asuman.5 i) No autorizar a NASA a suscribir el contrato marco relativo al proyecto de construcción de un reactor de agua presurizada, y los subsiguientes contratos comerciales y acuerdo financiero, hasta no cumplimentar las condiciones enunciadas en el párrafo anterior.6 j) Dar a conocer la categoría jurídica y el contenido de los instrumentos bilaterales firmados en la Federación Rusa en materia de energía nuclear en el reciente mes de abril y de las acciones previstas para darles la consideración institucional que corresponde. k) Solicitar que de manera previa al inicio de las obras se defina con precisión el ciclo de combustible nuclear de la central, indicando la procedencia nacional o importada de los suministros, l) Que se realice con intervención de los organismos del sector eléctrico y con la debida participación de los organismos nucleares especializados, la selección de la tecnología de generación nucleoeléctrica más conveniente7 para la generación de electricidad en Argentina. El análisis debe ser fundamentado en la experiencia mundial comprobable. Se tendrán especialmente en cuenta las condiciones de seguridad; confiablidad; costo de instalación; costos finales de generación al usuario final y seguridad en el abastecimiento. m) Se dé a conocer un estudio comparado, en el cual se consigne la participación de la industria y tecnologías nacionales en la construcción de los emprendimientos. A los 28 días de abril de 2015 firman, en representación de la Comisión Directiva del IAE: Ing. Diego A. Grau, Secretario Ing. Jorge E. Lapeña, Presidente

(5) El Memorando determina que las empresas se esforzarán en firmar los contratos comerciales y el acuerdo financiero antes de diciembre de 2015. (6) El Acuerdo establece que CNNC cursará una propuesta integral antes del mes de mayo del corriente, a la que NASA responderá en el perentorio plazo de 3 meses. También determina que el contrato marco deberá ser firmado antes de fin de año, y los contratos comerciales y el acuerdo financiero antes de fines de 2016. (7) Conveniencia técnica, económica y ambiental.

ACCIONAR GREMIAL