30.05.2018 –EL MERCURIO ( SANTIAGO, CHILE)

Grandes represas, altas chimeneas o extensos campos con torres eólicas y paneles solares son imágenes tradicionales al hablar de la producción de electricidad. Pero desde hace algunos años que se impulsa, primero en el mundo desarrollado y recientemente en Chile, incorporar a quienes son típicamente solo consumidores de electricidad a su producción. Se trata del segmento de menor capacidad instalada de todo el sistema, conocido también como generación distribuida residencial, net billing, o net metering . Se trata de instalaciones, generalmente de paneles solares, que realizan los mismos clientes regulados del sistema en sus casas o terrenos, generando proyectos que pueden contar con una capacidad instalada de hasta 100 kW para su propio consumo y, hasta el momento, también para la venta, si generan excedentes. Precisamente este viernes, la ministra de Energía, Susana Jiménez, anunció como uno de los 10 «megacompromisos» de su plan Ruta Energética 2018-2022, el cuadruplicar la capacidad actual de generación distribuida renovable de pequeña escala de aquí a 2022. ¿De qué base se parte? Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), hasta mediados de abril de 2018 existían en total 2.462 proyectos de tipo net billing ya instalados, que suman una capacidad de generar 15,5 MW. Algo así como el 0,06% de la matriz eléctrica chilena.

El dilema de pagar o no por los excedentes inyectados
Como los productores domésticos se mantienen conectados a la red y consumen energía de las distribuidoras cuando las condiciones climáticas no les permiten el autoabastecimiento, siguen recibiendo una cuenta de la luz. Hasta hoy, la energía que estos hogares inyectan al sistema se descuenta de dicho cobro. Y si existe un excedente -o sea, inyectaron más electricidad a la red que la que consumieron-, eso es pagado por las distribuidoras eléctricas al denominado precio de nudo promedio. Este es un valor definido sobre el costo de licitaciones pasadas y que hoy ronda los US$ 90 por MWh. Las distribuidoras tienen la obligación de permitir que los clientes inyecten electricidad y de comprar esa energía. Pero actualmente se discute en la Cámara de Diputados una modificación a la ley de net billing , que ya fue aprobada por los senadores en enero. La propuesta apunta, por un lado, a aumentar el límite de capacidad instalada acogido al net billing hasta los 300 kW, y por otro, a terminar con el pago de las distribuidoras a quienes generen excedentes. Es decir, solo se podría usar la generación distribuida para reducir la cuenta de la luz, pero sin recibir pago por la energía excedentaria.

La posición de aumentar a 300 kW el tamaño de los proyectos net billing es ampliamente acogida por parlamentarios y expertos, ya que facilitaría la incorporación de más iniciativas con menos exigencias que los PMGD -Pequeños Medios de Generación Distribuida-, un sistema de generación actualmente sobre los 100 kW de capacidad instalada, al que pueden optar clientes regulados y libres. Los PMDG pueden tener vocación comercial y se alejan del ideal de generación distribuida residencial. Sin embargo, sobre eliminar el pago a quienes autogeneran hay discrepancias. Mientras hoy el precio que pagan las distribuidoras por esa energía ronda los mencionados US$ 90 por MWh -porque se calcula como un promedio de licitaciones pasadas-, la baja de costos generalizada ha hecho que las empresas distribuidoras puedan conseguir energía por mucho menos. «Si salimos a comprar energía solar hoy, probablemente el precio esté del orden de los US$ 30 o 40 por MWh», señaló a la comisión de Energía de la Cámara de Diputados el director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.

Por su parte, el Ministerio de Energía apoya el fin del pago por excedentes. «La ley promueve el autoconsumo, no la comercialización. Para eso hay otras opciones, como los PMGD», señaló Susana Jiménez ante la misma comisión. La ministra agregó que lo que se paga a los generadores domésticos «es una tarifa que de alguna manera es demasiado alta, pero admisible cuando lo que queremos es promover el autoconsumo y la generación en las casas. Pero si se masifica y se convierte en un negocio, la tarifa general va a subir, y lo terminarán pagando quienes no tienen generación distribuida. Entonces es muy regresivo». No obstante, Jiménez abrió el camino a excepciones. «Creemos que hay posibilidades de flexibilizar en algún grado el pago para la generación del sector residencial», señaló. A eso sumó la idea de remunerar «algunos casos particulares (…) como las micro hidro (pequeñas centrales hidroeléctricas)». Tras la presentación de la Ruta Energética 2018-2022, Jiménez declinó adelantar detalles específicos sobre las indicaciones del Gobierno. Se espera que sean ingresadas la próxima semana.

Voces en defensa del pago
En la otra vereda, el diputado Gabriel Silber (DC) señaló en la comisión de Energía que rechazará la modificación que elimina el pago de excedentes, ya que, a su juicio, ayuda a fomentar el net billing . «Creo que hay una campaña del terror por parte de la autoridad. La generación domiciliaria es marginal en la matriz eléctrica nacional, y debiéramos incentivar este tipo de instalaciones», indicó. Carlos Finat, director ejecutivo de Acera -el gremio de las empresas de energías renovables no convencionales-, también está en contra de terminar con el pago. «La energía tiene un valor, y estimamos injusto que no se le pague a quien la inyecta», señala. Indica que la penetración de la producción residencial es baja, «y creemos que continuará siéndolo por varios años más», por lo que su efecto en la cuenta de los consumidores que no inyectan al sistema es muy bajo. Asimismo, el presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Gabriel Neumeyer, señala: «El no pago de excedentes estaría castigando al pequeño productor de energía solar. ¿De verdad queremos eso? Queremos que un generador solar residencial no invierta en eficiencia energética porque pone en peligro el retorno de sus paneles?».

La Asociación de Empresas Eléctricas tampoco está de acuerdo con eliminar el pago por excedentes. «Podría darse que las distribuidoras adquiriéramos energía sin pagársela a nadie (…) Eso debe ser evitado a toda costa, no corresponde que empresas privadas nos hagamos más ricas adquiriendo energía que no estamos remunerando», dijo Rodrigo Castillo ante la Cámara. Consultado por «El Mercurio», Castillo explica que «hay reglas básicas de los mercados eléctricos, que esperamos que sean respetadas para nosotros y que se respeten para todos». Eso sí, Castillo recomendó ante la comisión de Energía poner límites a los excedentes que el net billing puede inyectar al sistema, para que no se convierta en negocio y así promover el principio de autogeneración. Hugh Rudnick, analista eléctrico, comenta la situación: «Las distribuidoras dicen que se debe pagar, pero con un tope. Entonces, en la práctica, están diciendo acotemos esa generación». Existe otro potencial inconveniente de un auge del net billing , explica Francisco Aguirre, director de Electroconsultores. «Si suficientes clientes reducen su consumo desde la red de distribución -explica-, habría que subir el costo del kW vendido por las distribuidoras o los costos de conexión» para que las distribuidoras no quiebren, un fenómeno llamado «espiral de la muerte» por los expertos.

CHILE

18.05.2018 – PULSO ( SANTIAGO, CHILE)

El 2015, la generadora eléctrica Engie Energía Chile (ex E-CL), anunció que haría una salida gradual de sus centrales de carbón, privilegiando la reconversión de su portafolio hacia uno renovable con la utilización de tecnologías como la solar y viento. Ese plan ya muestra avances concretos. En abril la firma anunció el cierre de dos plantas, las unidades U12 y U13, que en conjunto aportan 170 MW. Pero ahora, la compañía está avanzando en el cierre de otras dos unidades, la U14 y la U15, que en conjunto suman una potencia de 268 MW. Es decir, las cuatro primeras unidades a carbón que Engie cerrará en el país tienen una capacidad agregada de 438 MW, que son comparables por ejemplo a grandes unidades de embalse como Pangue (467 MW), o Rapel (377 MW). Uno de los focos que tiene la compañía es avanzar en la reubicación de los trabajadores que se desempeñan en estas centrales. En el caso de la U12 y U13, actualmente hay 33 empleados que continúan. Desde la compañía aseguran que llevan ocupándose del tema hace casi dos años, para que los trabajadores no queden fuera de la empresa y puedan ser reasignados en otras centrales. “Como parte de este plan hemos realizado un trabajo interno con políticas de empleabilidad y estamos analizando alternativas que nos permitan poner en valor la ubicación estratégica de nuestro sitio en Tocopilla”, explicó el gerente general de Engie Energía Chile, Axel Levêque en abril, cuando se dio a conocer el plan. Más centrales
Posterior a ello, Engie espera que la Unidad 14 y 15, que también se encuentran en el complejo de Tocopilla, también se han clausuradas, aunque aún no hay fecha concreta. Actualmente están en una fase de análisis interno para medir los cambios que esta medida producirá. En la U14 y la U15 trabajan 51 personas, y desde la francesa aseguran que se debe hacer un plan con ellos para mantenerlos dentro de la empresa y que no haya despidos. Desde Engie explican que todo esto se enmarca dentro de la estrategia denominada 3D: descarbonizar, digitalizar y descentralizar. “Nos propusimos ser líderes de la transición energética, por lo que hace un tiempo comenzamos a trabajar en un plan considerando a nuestro entorno (…). Conversamos esta decisión con el Ministerio de Energía, que valoró la iniciativa. La propuesta, además, considera mantener los paños en que se emplazan las centrales, pues las unidades a gas seguirán operativas. Además, la firma continuará desarrollando unidades renovables. “Tenemos un plan de desarrollo de proyectos renovables de 1.000 MW, con iniciativas en distintas etapas de desarrollo y que se activarán en la medida que se vayan requiriendo. Para este año esperamos ingresar a evaluación ambiental algunos proyectos eólicos y solares en el norte del país”, explicó Levêque en entrevista con Revista Electricidad.

03.05.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Para Arabia Saudita, el rebote del precio del petróleo del año pasado ha sido una victoria estratégica. Su diplomacia, incluyendo un entendimiento con Rusia su rival desde tiempos inmemorables, condujo a un acuerdo a fines de 2016 entre la OPEP y otros grandes productores, para limitar el abastecimiento de petróleo. El acuerdo ha sostenido el constante ascenso de los precios observados desde el último verano boreal. El crudo Brent llegó a u$s 75 el barril el mes pasado, y ahora está en un nivel que permitirá a Arabia Saudita cubrir el gasto del gobierno con su recaudación de impuestos, después de tres años de ajustarse el cinturón. Sin embargo, los productores de petróleo deberían recordar que la victoria puede sembrar las semillas de la deflrota. Si se permite que los precios sigan subiendo, sería perjudicial para la economía mundial, y contraproducente para los productores. El valor del crudo aumentó a raíz de una combinación de oferta limitada, fuerte demanda y tensión internacional, siendo la preocupación por el futuro del acuerdo internacional sobre el programa nuclear de Irán el tema más candente en los últimos tiempos. Las restricciones a la oferta en parte han sido intencionales y en parte involuntarias. Venezuela, donde la pésima gestión y la crisis financiera cada vez más profunda han provocado una caída de la producción cercana a una tercera parte desde principios de 2016, ha sido un reticente paladín de la reducción fomentada por la OPEP. Si bien el saludable crecimiento global provoca un fuerte incremento de la demanda, la abundancia que hizo derrumbar los precios en el período 2014-2016 fue disminuyendo gradualmente, lo que dejó los cimientos para que los valores se recuperen. A cerca de u$s 75 el barril, el petróleo se encuentra en un nivel que para muchos productores y consumidores es tolerable. Sin embargo, hay informes que indican que Arabia Saudita podría querer tentar a la suerte. El mes pasado, Reuters informó que en un encuentro a puertas cerradas los funcionarios de Arabia Saudita sugirieron que les encantaría ver el petróleo a u$s 80, o incluso a u$s 100 el barril, en parte como ayuda para animar la planeada salida a bolsa de la petrolera Saudi Aramco.

Permitir que el petróleo suba hasta ese nivel sería un error. El FMI señaló en su Panorama Económico Mundial el mes pasado el alza de los valores del petróleo no había conducido a revisiones a la baja de sus pronósticos de crecimiento, pero esa visión se basaba en la suposición de que el crudo promediaría cerca de los u$s 62 este año y bajaría a cerca de u$s 58 el año próximo. Si los precios se ubican sustancialmente más altos, el impacto sobre el crecimiento podría ser mucho más severo. A más largo plazo, un valor del petróleo más elevado alentará a los consumidores a usar menos, lo que daría impulso a las ventas de vehículos eléctricos y a los autos más eficientes en cuanto al consumo de combustible. Estados Unidos se dirige hacia una batalla entre los gobiernos federal y estatales respecto del intento de la administración Trump de abandonar un plan diseñado para aumentar la economía del combustible. Los mayores costos del combustible fortalecerán el argumento de aquellos que afirman que deberían revisarse los estándares porque les permitirá ahorrar a los consumidores. Los precios más altos también estimulan la inversión en oferta de petróleo, especialmente en la industria del shale norteamericana, que ya avanza a buen ritmo. La escasez de ductos, particularmente en el corazón del boom en el oeste de Texas, va a limitar el crecimiento, pero se está construyendo capacidad nueva y cuanto más tiempo se mantengan los valores elevados, más inversión llegará. La situación recibe una ventaja adicional debido a la incertidumbre sobre la decisión del presidente Donald Trump en cuanto al acuerdo con Irán. Si Estados Unidos se retira, significaría nuevas sanciones que podrían quitar del mercado algo del petróleo iraní, y se intensificarían la tensiones internacionales mientras EE. UU. busca otros medios para obstaculizar las ambiciones nucleares de Irán. Después de lograr tanto éxito en subir los precios del petróleo, Arabia Saudita y sus aliados deberían ahora prestarle especial atención a la posibilidad de tener que contenerlos. Traducción: Mariana Inés Oriolo

15.03.2018 – PULSO (SANTIAGO, CHILE)

Sus garras han sacado las principales generadoras del país para captar un nuevo espectro de clientes. Se trata del nicho que nació gracias a una modificación a la Ley 20.805, que permitió que los clientes con una potencia conectada entre 500 kW y 5.000 kW puedan elegir si someterse a una tarifa regulada o negociar directamente con las generadoras o distribuidoras, transformándose en un llamado cliente libre. Este segmento se ha hecho cada vez más atractivo para la industria, ya que un cliente en este mercado puede encontrar el MWh por hasta US$50. Esto se compara con los contratos firmados entre generadores y empresas distribuidoras para el suministro de clientes regulados que, indexado a enero de 2018, es de US$83,0 MWh para el Sistema Eléctrico Nacional. Debido al mayor atractivo, varias empresas optaron por el segmento libre, lo cual impulsó una batalla entre las generadoras para hacerse de este tipo de consumidores. Según la información de las diferentes compañías, la batalla fue ganada por Enel en 2013, que a través de Enel Generación logró firmar contratos con 112 clientes por 3.600 GWh, mientras que la filial de distribución del holding sumó otros 61 contratos por 1.000 GWh, indicaron desde la misma empresa. No obstante, en paralelo, Enel Distribución y CGE lideraron en términos de traspaso de clientes, según la consultora Antuko. En el caso de la primera estos rondaron los 500 GWh, de un aproximado de 1.800 GWh que se han movido desde el segmento regulado al libre.

Activos en captación
La primera generadora en capacidad instalada AES Gener, se ubicó después de Enel en términos de captación de clientes libres, ya que declaró haber firmado unos 37 contratos por 2.430 GWh, de los cuales un 34% correspondía a clientes mineros y 66% a clientes

comerciales e industriales. Mientras que su filial Guacolda firmó 53 contratos por 1.370 GWh, 41% de los cuales correspondieron a clientes industriales. “Estos nuevos PPA que tienen precios por encima de las dos subastas reguladas previas nos proporcionarán estabilidad en el flujo de caja para impulsar el crecimiento en energías renovables no convencionales”, comentó Vicente Javier Giorgio, gerente general de AES Gener en una conferencia con analistas. “Me gustaría destacar que nuestro equipo comercial ha trabajado muy intensamente para tratar de capturar contratos del nuevo segmento de clientes. Y en AES Gener pudimos asegurar 1.000 gigavatios por año y viniendo de ese segmento de cliente que no existe o que no pudo cerrar un PPA con anterioridad”, agregó al respecto. Quien también ha dado una competencia dura ha sido Colbún, que declaró haber firmado contratos por 1.600 GWh con clientes libres, al igual que la renovable Acciona que, según fuentes del sector estaría rondando los 1.200 GWh. 

16.01.2018 –  CLARÍN (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Alcadio Oña – Empujado sobre todo por el recorte en la producción de la OPEP y por los menores stocks acumulados en Estados Unidos, el precio internacional del petróleo alcanzó estos días los registros más altos en tres años. Y ha subido cerca del 30% desde comienzos de 2017. Según como se la mire, una buena noticia y varias noticias preocupantes a la vez. El lado si se quiere bueno del rally es que un barril a 64/69 dólares puede resultar un potente aliciente para que las compañías incorporen nuevos pozos de explotación, después de reducirlos notoriamente durante los últimos meses. Y también que estimule inversiones tanto en Vaca Muerta como en energías alternativas. Un costado favorable añadido sería remontar la producción perdida el año pasado: el 6,4% entre enero y noviembre, según datos privados

tomados de fuentes oficiales. Otro, que la mayor actividad pueda poner fin a la ola de despidos en la industria petrolera o, mejor aún, que sirva para recuperar fuentes de trabajo bloqueadas. En el medio flotan inquietantes conflictos gremiales e inquietantes efectos sobre las economías involucradas. También de acuerdo al lugar que cada cual ocupe detrás del mostrador resulta el signo de otras noticias que acompañan al salto que pegó la cotización del crudo. Es el caso del nuevo aumento en el precio de los combustibles que ya comenzó a instalarse en el mercado. Liberado desde el primero de octubre, la mezcla de petróleo más caro y suba del dólar justificaría el ajuste que impulsan las compañías productoras y su traslado desde las refinadoras a las estaciones de servicio.

El ministro de Energía, Juan José Aran- guren avala la movida, pero choca contra el planteo de otros funcionarios que pisan fuerte y han colocado la lupa en el impacto inflacionario. Un 6%, como dice el número que empezó a circular, se agregaría a la batería de incrementos en la electricidad, el gas, los transportes, el agua y a otros que aparecen el horizonte cercano. En cálculos de algunas consultoras, la suma de todas las partes podría derivar en una inflación del 7,5 al 8% al cabo del primer cuatrimestre. O sea, la mitad de la pauta anual que acaba de fijar el Gobierno. Eso es finalmente lo que hay en juego, aunque las petroleras aleguen que ni la devaluació n ni la trepada del precio internac io na l son culpa suya. Y junto a eso asomó la posibilidad de que mediara la decisión política de intervenir y de ponerle cierto marco a los aumentos. En los hechos, que las compañías absorban al menos parte de los movimientos. Desde el sector minimizan los coletazos sobre el consumo interno, basándose en estadísticas muy recientes. Dicen que pese a los aumentos, entre enero y noviembre la demanda de nafta súper creció 3,5%; un 20,3% la de premium, que hoy representa un tercio del total, y 5,2% la de gasoil. Traducido: el mercado tiene con qué bancarse las subas.

Dependencia de la energía importada, se llama un costo que corre parejo al mismo fenómeno. Además de los combustibles, dependencia del gas natural y del gas natural licuado que la Argentina tampoco produce en vo- lúmenes acomodados a sus necesidades o redondamente no produce. Según las últimas cifras del INDEC, durante los primeros once meses del año pasado el déficit del intercambio comercial energético ascendió a US$ 3. 124 millones, contra US$ 2. 911 millones del mismo período de 2016. Las importaciones aumentaron 12%, pero en noviembre pegaron un brinco nada menos que del 45%, reflejando de lleno la escalada del precio internacional. Para mayor abundancia, la cotización en el mercado de futuros del crudo anota valores bastante superiores a los que hubo de mayo a julio pasados. Si prefiere, describe nubarrones intensos a muy corto plazo. Nada existe aquí que no sea pariente de la caída en la producción interna de gas y petróleo, ni de la crisis energética amasada a lo largo de la larga era kirchnerista. Causa y consecuencia: no bien la actividad económica repunta recrudece la dependencia exterior. Proyecciones de expertos privados ya descuentan, para este invierno, un incremento del 20% en las importaciones respecto de las cuentas del último invierno. Algunos de ellos han empezado a estimar, además, cuál sería la factura fiscal que surge del nuevo escenario energético y cómo podría cubrirla el Ministerio de Hacienda. Aunque suene a arriesgar demasiado, piensan en correcciones a las tarifas de luz y gas por arriba de las previstas. Otro registro de este noticiero también quita más de lo que suma. Así las exportaciones del complejo sojero resulten tres o cuatro veces mayores a las compras de insumos energéticos, el punto es que la mejora de sus cotizaciones ni siquiera se aproxima a la que acumuló el petróleo. por donde se mire hay dólares. Y dólares que el país no genera en la magnitud que precisa, como lo prueba el saldo del balance comercial completo: el año pasado habría cerrado con un rojo cercano a US$ 9. 000 millones y en 2018 podría rondar US$ 10. 000 millones. Obvio de toda obviedad, si algún ahorro es posible ese ahorro no está en las divisas de las importaciones energéticas.

 16.01.2018 – LA NACIÓN (BUENOS AIRES,  ARGENTINA)

Emilio J. Apud – La irrupción de una nueva conciencia colectiva global sobre el concepto ambiental y las consecuencias que puede acarrear a la vida sobre el planeta un desarrollo no sustentable han provocado el inicio de un cambio de paradigma energético arraigado durante más de un siglo y medio: el del protagonismo de los hidrocarburos (HC) en sus formas de carbón, petróleo y gas, que significan hoy más del 80% de la matriz energética mundial. La gran difusión de consecuencias apocalípticas por un aumento de la temperatura en la Tierra y la convicción casi dogmática de que su causa principal es un subproducto de la combustión de origen fósil, el CO2, también llamado anhídrido carbónico, fueron suficientes para decidir avanzar hacia una matriz energética global sin HC. La opinión pública mundial y gran parte del ámbito académico han asumido que el máximo responsable del cambio climático es el CO2 y, por lo tanto, los principales países han dictado el acta de defunción para los HC, al menos para quemarlos, ya que también son insumo en la industria química. La única duda subyacente es en qué momento de este siglo ocurrirá. Ya hay múltiples teorías que comprenden plazos de entre 30 y 50 años a partir de ahora. En mi opinión, sería razonable pensar en una transición no inferior a 50 años, teniendo en cuenta que reemplazar el 80% de la producción energética actual a base de HC por energías que no emitan CO2, en particular de carácter renovable, es un desafío tecnológico y económico mayor que lleva implícitos intereses de peso que han influido en la longevidad de la era de los HC, no compatible con la revolución tecnológica de las últimas décadas.

En donde sí hay consenso es en considerar el gas natural el combustible estrella durante la transición hacia cero HC, por ser el menos contaminante y por las facilidades para su transporte en forma líquida o gas natural licuado (GNL) por barcos. Si bien nuestro país lo tiene en abundancia, deberemos manejar bien los tiempos, los costos y los condicionantes del mercado internacional para poder transformarlo en valor antes de que deje de tenerlo. Vaca Muerta (VM) cuenta con un recurso gasífero de 583 TCF (unidad de volumen) cuando la demanda anual de gas en la Argentina no llega a 1,9 TCF e importamos el 30% de nuestras necesidades y prácticamente no exportamos. Para tener una idea de los desafíos que plantearía un desarrollo razonable de la riqueza gasífera de VM asumiremos algunas hipótesis preliminares: del recurso se podrán extraer económica y técnicamente 250 TCF, aunque este volumen dependerá de la velocidad con que se extraiga, ya que con el tiempo los precios internacionales bajarán y alcanzarán niveles que harán inviable seguir produciendo; la demanda interna crecerá 2,5% promedio anual y consumirá 200 TCF en los próximos 50 años; la exportación regional accesible será de unos 25 TCF; la oferta de gas convencio na l disponible será de 30 TCF. Bajo estas hipótesis, al finalizar el período de transición quedarían bajo tierra 55 TCF sólo en VM, unos 100. 000 millones de dólares, salvo que lográramos una competitividad tal que nos permitiera acceder al mercado mundial de GNL. Debemos tener en cuenta que no se están considerando en este ejercicio 110 TCF extraíbles de «otras» VM en territorio argentino, que podrían aportar 230. 000 millones de dólares si tuvieran mercado.

La secuencia probable para colocar la producción del gas de VM bajo estas hipótesis sería entonces la siguie nte : en cinco años las importacio ne s se reducirán al mínimo económicamente necesario para abastecer la demanda local. Es necesario aquí aplicar el concepto de «abastecimiento seguro a los menores costos» en vez de «autoabastecimiento a cualquier costo», en particular porque nuestra demanda de gas es de una estacionalidad muy marcada por la gran influencia del consumo residencial, que se multiplica hasta ocho veces en invierno con respecto al verano. Esto hace que si quisiéramos autoabastecernos los costos que finalmente pagaríamos serían muy altos, al tener que cubrir inversiones subutilizadas durante nueve o diez meses al año. Por tal razón sería más económico cubrir los picos estacionales con importaciones. Una vez satisfecha de esa manera la demanda doméstica será necesario recuperar y desarrollar mercados en los países vecinos, en particular Chile, Brasil y Uruguay, y esto ocurriría entre el quinto y el décimo año, es decir, antes de 2028.

Finalmente, para poder colocar el remanente de 55 TCF, hacia 2030 deberíamos haber alcanzado la competitividad necesaria para exportar GNL. Esto significará producir gas en yacimiento a costos más bajos que en el resto del mundo, dado que nuestra ubicación geográfica implica fletes superiores a la media internacional. Para implementar estas hipótesis y desarrollar en VM gas en 50 años, será necesario invertir 520. 000 millones de dólares, que generarán una renta de 400. 000 millones de dólares, asumiendo que se coloca la producción a un promedio de 3,6 dólares el millón de BTU. La magnitud de estas cifras con alta probabilidad de ocurrencia nos obliga a no improvisar y a olvidarnos del cortoplacismo. La transición comprendería 11 períodos presidenciales a partir de 2023 y el impacto económico que producirán tanto la afluencia de capitales operativos como la utilización de la renta que percibirá el Estado -unos 200. 000 millones de dólares- habla de la necesidad de acordar una política de Estado que garantice ese desarrollo. Descuidar el impacto provocado por un masivo ingreso de capitales, en gran parte en divisas, puede ocasionar trastornos a la economía y afectar las exportaciones por sobrevaluación de la moneda local.

Pero más importante aún es empezar a definir ya el destino de esa inmensa renta petrolera estatal que en los próximos 50 años podría aportarle al Estado entre 200. 000 y 320. 000 millones de dólares. Mal manejada, una renta de tal magnitud conduce a Venezuela, Libia o Nigeria. Para evitarlo, habría que establecer por ley que esa renta se «invertirá con fines específicos» y terminar así la manía irresponsable de destinarla en gran medida a gasto corriente. Hay experiencias exitosas para adoptar, como las del Reino Unido y Noruega al descubrir los inmensos yacimientos del Mar del Norte. Nosotros deberíamos adecuar esas experiencias al caso de VM y, considerando las particularidades de nuestro país, crear por ley un fondo soberano con dos destinos específicos: infraestructura, para recuperar décadas de desinversión y lograr el nivel necesario que requiere el desarrollo de nuestro país, y conocimiento, para llevar la inteligencia de nuestra sociedad a los niveles de los países más avanzados del mundo. El desarrollo del conocimiento en una sociedad es el capital que más valoran las naciones exitosas. Comprende múltiples etapas y disciplinas, como la nutrició n materno- infa nt i l, la educación, las neurocie nc ias, la tecnología, la innovac ió n, la investigación, la creatividad, la nivelación a la academia global, etc. Todos temas que llevan implícitos tiempos e inversiones de tal magnitud que tornan el proyecto del conocimiento en transgeneracional. Pero habrá que hacerlo antes de que el gas pierda valor en el mundo. Ingeniero industrial, director de YPF, ex secretario de Energía y Minería