Post on 26-Jun-2015
Universidad Nacional de Cajamarca
Facultad de Ciencias Económicas
Contables y Administrativas
Escuela Académico Profesional de
Economía
”VIAVILIDAD ECONÓMICA, FINANCIERA
Y AMBIENTAL DE LAS ENERGÍAS
RENOVABLES, EN REEMPLAZO DE LOS
COMBUSTIBLES FÓSILES“
AUTOR : CALDERÓN QUISPE,
JOHN CHRISTOFER
CAJAMARCA – PERÚ
2010
DEDICATORIA
A Dios por haber guiado mis pasos,
por haberme dado fortaleza en momentos difíciles,
por haberme brindado una familia unida
que siempre va a estar ahí para apoyarme.
A mis padres que con su ejemplo, esfuerzo y sacrificio
permitieron mi realización personal y profesional;
a mis hermanas que con su apoyo constante
me impulsan a ser mejor cada día.
John Christofer Calderón Quispe
Primero de todo, contrata y promueve en base a la integridad;
después, a la motivación; luego, a la capacidad al conocimiento y,
por último, a la experiencia. Sin integridad la motivación es
peligrosa; sin motivación, la capacidad es impotente; sin
capacidad, la comprensión es limitada; sin comprensión, el
conocimiento no tiene sentido; sin conocimiento, la experiencia
es ciega.
Dee Hock
Capítulo I:
INTRODUCCIÓN
1.1. REALIDAD PROBLEMÁTICA
Todo el mundo necesita del petróleo. En una u otra de sus muchas formas lo usamos
cada día de nuestra vida. Proporciona fuerza, calor y luz; lubrica la maquinaria y produce
alquitrán para asfaltar la superficie de las carreteras; y de él se fabrica una gran variedad
de productos químicos.
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué
pasaría si se acabara repentinamente hace llegar a la conclusión de que se trataría de
una verdadera catástrofe: los aviones, los automóviles y autobuses, gran parte de los
ferrocarriles, los barcos, centrales térmicas, muchas calefacciones... dejarían de
funcionar.
Además, los países dependientes del petróleo para sus economías entrarían en
bancarrota. El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje
del total de la energía que se consume en el mundo. La importancia del petróleo no ha
dejado de crecer desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y
ha sido el responsable de conflictos bélicos en algunas partes del mundo (Oriente Medio).
La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al
mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a
que se investiguen energías alternativas, aunque hasta ahora no se ha logrado una
opción que realmente lo sustituya.
Actualmente, el agotamiento de las reservas de petróleo constituye un grave problema,
pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en
menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas formas de energía
más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica..., mientras que los
países productores de petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues si
no sus economías se hundirían.
1.2. ENUNCIADO DE PROBLEMA
¿Las energías renovables podrían remplazar al petróleo, es posible
depender económicamente de las energías renovables?
1.3. HIPÓTESIS
Sí, las energías renovables remplazarán al petróleo, si es posible depender
económicamente de las energías renovables.
1.4. JUSTIFICACIÓN
Esta investigación esta enfocada en las generalidades de petróleo, su
importancia en la economía mundial y las ganancias mundiales que estas
obtienen.
Por otra parte este trabajo se enfoca en los escases del petróleo y en las
energías renovables como posible alternativa energética y como posible
motor económico del futuro.
1.5. OBJETIVOS
1.5.1. OBJETIVO GENERAL
Demostrar que la economía mundial es dependiente del petróleo y que si
este deja de existir posiblemente la economía mundial se vendría abajo. De
igual manera demostrar que las energías renovables comienzan a tener
importancia en la economía mundial.
1.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Identificar la importancia del petróleo en la economía mundial.
Determinar la magnitud de ganancias en las grandes empresas
petroleras.
Definir cuanto tiempo de hegemonía le queda al petróleo.
Establecer que las energías renovables serán motores que
impulsarán la economía a nivel mundial.
Identificar cuantos son los que se beneficiarán con la economía
verde.
1.6. LIMITACIONES
Para este trabajo la limitación más significativa fue la siguiente:
Cuantos son los beneficiarios del petróleo, directamente como indirectamente.
Otra fue una cantidad estimada de todo el dinero que genera la industria petrolera.
Capítulo II:
MARCO TEÓRICO
EL PETRÓLEO
DEL POZO A SU
HOGAR
ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes
sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados
hidrocarburos, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas
proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. Se presenta de forma
natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar.
Su color es variable, entre el ámbar y el negro y el significado etimológico de la palabra
petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en
yacimientos de roca sedimentaria.
El origen del petróleo está relacionado con las grandes cantidades de compuestos
orgánicos que son depositados actualmente y de manera continua en las cuencas
sedimentarias en el mundo. Los restos de organismos microscópicos contienen carbono e
hidrógeno en cantidades abundantes, los cuales constituyen los elementos fundamentales
del petróleo. Los hidrocarburos son productos del material orgánico alterado derivado de
organismos microscópicos. Estos son transportados por arroyos y ríos hasta lagos y/o el
mar, donde son depositados bajo condiciones lacustres, deltaicas o marinas, junto a
sedimentos clásticos finamente divididos. Los ambientes lacustres, deltaicos y marinos,
producen la mayor parte de los organismos microscópicos, esencialmente fitoplancton,
que son depositados masivamente junto a los materiales orgánicos transportados
previamente y simultáneamente por los arroyos y ríos. Mientras tiene lugar la deposición
de los materiales orgánicos en los distintos ambientes, aquellos son enterrados por limos
y arcillas. Esto previene la descomposición total del material orgánico y permite su
acumulación.
El petróleo y el gas se forman en sedimentos marinos en cuencas oceánicas
generalmente aisladas y protegidas. (IMAGEN 1)
a) materiales iniciales ricos en carbono, formados en las aguas superficiales, se acumulan
en aguas profundas donde no pueden ser consumidas por otros organismos.
b) Acumulaciones posteriores de sedimentos sellan los materiales ricos en carbono; las
altas temperaturas y presiones transforman este material en petróleo y gas.
c) Acumulaciones de sedimentos adicionales comprimen los depósitos originales,
empujando el petróleo y gas, los cuales emigran hacia rocas más permeables,
generalmente arenas y areniscas.
La cantidad de enterramiento es una función de la cantidad de sedimento descargado por
los arroyos y ríos en lagos y mares, junto al tiempo involucrado en el proceso de
deposición. Acumulaciones muy espesas de limos, arcillas y materiales orgánicos pueden
producir grandes volúmenes de petróleo, si transcurre el tiempo suficiente como para que
ocurra el proceso de alteración. La conversión del material orgánico al petróleo se llama
catagénesis, y está asistida por la presión causada por el enterramiento, la temperatura,
la alteración termal y la degradación. Estos factores resultan de la profundidad, la acción
bacteriana en un ambiente químico no oxidante (reductor) y cerrado, la radioactividad y la
catálisis (procesos de transformación de los componentes de la matriz mineral de la roca
origen). La temperatura parece ser el factor más importante junto con la asistencia de
otros. La acumulación de materiales orgánicos y clásticos en el fondo del mar o lago, está
acompañada por la actividad bacteriana; si hay abundante oxígeno, las bacterias
aeróbicas actúan sobre la materia orgánica hasta destruirla. Sin embargo, la destrucción
aeróbica de la materia orgánica se reduce considerablemente cuando cantidades
suficientes de sedimentos de baja permeabilidad son depositadas de manera
relativamente rápida por encima de estos materiales orgánicos, frenando así la circulación
de aguas que contienen oxígeno. Como consecuencia, la actividad bacteriana aeróbica se
para a causa del descenso en el contenido de oxígeno disuelto disponible, dando lugar a
la actividad bacteriana anaeróbica. Esta utiliza el oxígeno de los sulfatos disueltos en el
medio (convirtiéndolos en sulfuros), dando como resultado un ambiente de reducción
(libre de oxígeno). La actividad anaeróbica ocurre en los primeros 20 metros de los
sedimentos aproximadamente, cesando por debajo de esta profundidad. Es en este
ambiente de enterramiento rápido y condiciones de reducción, o libres de oxígeno, la
formación del petróleo tiene lugar. Una vez que la materia orgánica parcialmente
descompuesta y libre de los procesos de oxidación se encuentra en este estado, sufre el
llamado proceso de maduración. Este proceso de maduración involucra la temperatura, la
presión y el tiempo como factores fundamentales. La materia orgánica debe madurar al
igual que lo hace la comida en una olla a presión. La manera en que los hidrocarburos
son madurados depende del ambiente de deposición en el que han sido depositados. En
términos generales, el petróleo se produce a lo largo de millones de años en
profundidades de alrededor de 5 Km., a una temperatura de 150 ºC. Profundidades
mayores a los 5 Km. o demasiado tiempo de ¨cocción¨ a temperaturas de 200 ºC darán
lugar a la conversión del petróleo en gas. El gas se tornará incluso en gas ácido sulfuroso
si la temperatura es aún mayor. Si por el contrario, el material orgánico no es lo
suficientemente calentado, en profundidades por encima de los 4-5 Km., la formación de
petróleo no tendrá lugar, ya que estos quedaran en un estado inmaduro y
consecuentemente, inútiles para el hombre. La figura 2 muestra un diagrama que resume
este proceso. Se podría generalizar que las capas sedimentarias profundas son más
viejas y están más calientes que las menos profundas y más jóvenes, por lo que las
primeras, tendrían una mayor proporción de gas que de petróleo. De todos modos,
aunque la mayoría de las zonas poseen un régimen de flujo de calor por encima y por
debajo de la media, las profundidades de generación del petróleo son sustancialmente
variables de lugar a lugar.
La relación tiempo-temperatura para la maduración de los hidrocarburos se representa en
este diagrama. Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1
millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los 200ºC, se
formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará gas ácido. Si por el
contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran a solamente 100ºC,
entonces harán falta 100 millones de años para que maduren hasta convertirse en
hidrocarburos. (IMAGEN 2)
Al ser un compuesto en estados líquido o gaseoso, su presencia no se localiza
habitualmente en el lugar en el que se generó, sino que ha sufrido previamente un
movimiento vertical o lateral, filtrándose a través de rocas porosas, a veces una distancia
considerable, hasta encontrar una salida al exterior –en cuyo caso parte se evapora y
parte se oxida al contactar con el aire, con lo cual el petróleo en sí desaparece– o hasta
encontrar una roca no porosa que le impide la salida. Entonces se habla de un
yacimiento:
Estratigráficos: En forma de cuña alargada que se inserta entre dos estratos.
Anticlinal: En un repliegue del subsuelo, que almacena el petróleo en el arqueamiento
del terreno.
Falla: Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el
estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o
yacimiento.
En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo
el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a
estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su
localización y, por añadidura, de su explotación.
EXTRACCIÓN DEL PETRÓLEO
La demanda de petróleo natural exige buscar yacimientos en zonas casi inaccesibles. Las
plataformas petrolíferas extraen petróleo del mar. Las instalaciones terrestres son menos
complejas, pero en ocasiones han de instalarse en lugares tan inhóspitos como este
desierto de Argelia.
Aunque en un principio se empleó el método de percusión, cuando los pozos petrolíferos
estaban situados a poca profundidad y bajo rocas de gran dureza, dicha técnica desde
mediados del siglo XX dejó paso al método de rotación, ya que la mayor parte del petróleo
se ha determinado que se encuentra a una profundidad de entre 900 y 5.000 metros,
aunque hay pozos que llegan a los 7.000 u 8.000 metros.
Método de rotación
Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que, impulsados
por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se halla una broca o
trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la separan y diamantes que la
perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además, existe un sistema de polea móvil del
que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos –los
pozos tienen profundidades de miles de metros– recaiga sobre la broca.
Encamisado
Para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y, al mismo
tiempo, la estructura de los estratos del subsuelo permanezca inalterada, según se va
perforando el pozo, éste va siendo recubierto mediante unas paredes –o camisas– de
acero de un grosor de entre 6 y 12 milímetros.
Aprovechamiento del yacimiento
Los cálculos realizados históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de
petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. El
petróleo suele estar acompañado en las bolsas por gas. Ambos, por la profundidad a la
que se hallan, están sometidos a altas presiones–el gas, por esa circunstancia, se
mantiene en estado líquido–. Al llegar la broca de perforación, la rotura de la roca
impermeable provoca que la presión baje, por lo que, por un lado, el gas deja de estar
disuelto y se expande y el petróleo deja de tener el obstáculo de la roca impermeable y
suele ser empujado por el agua salada que impregna generalmente la roca porosa que se
encuentra por debajo de la bolsa de petróleo. Estas dos circunstancias hacen que el
petróleo suba a la superficie.
Bombeo del petróleo (IMAGEN 3)
Sin embargo, llega un momento en que la presión interna de la bolsa
disminuye hasta un punto en que el petróleo deja de ascender solo -y, por otro lado, el
gas, cada vez menor, deja de presionar sobre el crudo–, por lo que hay que forzarlo
mediante bombas para que suba. Este bombeo se realiza hasta el momento en que el
coste del sistema de extracción es mayor que la rentabilidad que se obtiene del petróleo,
por lo que el pozo es abandonado.
Inyección de agua.
Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección
de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae petróleo, en otro
realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no
baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que
las bombas.
Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta,
aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las características del
terreno, esta eficiencia llega al 60%.
Inyección de vapor
En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la inyección de
vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos:
1.) Por un lado, se aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para
que siga ascendiendo libremente.
2.) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su
extracción, ya que fluye más deprisa.
Extracción en el mar
El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan desarrollar pozos
desde plataformas situadas en el mar (off-shore), en aguas de una profundidad de varios
cientos de metros.
En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular constantemente
lodo a través del tubo de perforación y un sistema de toberas en la propia broca.
Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el
nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de las reservas
mundiales de petróleo.
CONSUMO Y TRANSPORTE DEL PETRÓLEO
Paradójicamente, el petróleo se suele encontrar lejos de los lugares de consumo, por lo
que el trasporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria
petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante
oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados “petroleros”.
Al principio de la industria petrolífera, el petróleo generalmente se refinaba cerca del lugar
de producción. A medida que la demanda fue en aumento, se consideró más conveniente
transportar el crudo a las refinerías situadas en los países consumidores.
Por este motivo, el papel del transporte en la industria petrolífera es muy importante. Hay
que tener en cuenta que Europa occidental importa el 97% de sus necesidades –
principalmente de África y de Oriente Medio– y Japón, el 100%.
Los países que se autoabastecen también necesitan disponer de redes de transporte
eficaces, puesto que sus yacimientos más importantes se encuentran a millares de
kilómetros de los centros de tratamiento y consumo, como ocurre en Estados Unidos,
Rusia, Canadá o América del Sur.
En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el
equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetróleos de 300.000 y 500.000 Tm
de carga, almacenamientos para la descarga y tuberías de conducción de gran
capacidad.
Aunque todos los medios de transporte son buenos para conducir este producto (el mar,
la carretera, el ferrocarril o la tubería), el petróleo crudo utiliza sobretodo dos medios de
transporte masivo: los oleoductos de caudal continuo y los petroleros de gran capacidad.
Los otros medios de transporte (barcos de cabotaje, gabarras, vagones cisterna o
camiones cisterna, entre otros) se utilizan, salvo casos excepcionales, como vehículos de
distribución de productos terminados derivados del petróleo.
En la actualidad no hay en el comercio internacional mercancía individual cuyo transporte
supere en volumen o valor al del petróleo.
La ventaja del petróleo es que su fluidez permite el transporte a granel, lo que reduce los
gastos al mínimo y permite una automatización casi completa del proceso. Gracias a los
adelantos técnicos de hoy en día, basta en muchos casos con hacer la conexión de
tuberías y proceder a la apertura o cierre de válvulas, muchas veces de forma automática
y a distancia con telecontrol.
Los oleoductos son el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los
productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados.
El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las
instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones
de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza,
control medioambiental, etc.
Los oleoductos tienen distintas capacidades de transporte, dependiendo del tamaño de la
tubería. En líneas generales, el diámetro de los oleoductos varía entre 150 mm y 915 mm.
Además pueden ser tanto de superficie como subterráneos, donde alcanzan los 2 m de
profundidad. La velocidad estimada del crudo dentro de los oleoductos es de 5 km/h.
Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los
campos de extracción con los depósitos costeros o, directamente, con los depósitos de
las refinerías.
En los países que se suministran de crudos por vía marítima, el oleoducto asegura el
enlace entre los depósitos portuarios de recepción y las refinerías del interior.
En la hay en el mundo más de 1.500.000 kilómetros de tubería destinados al transporte
de crudos y de productos terminados, de los cuales el 70 por ciento se utilizan para gas
natural, el 20 por ciento para crudos y el 10 por ciento restante para productos terminados
(carburantes).
Los Estados Unidos tienen la red de oleoductos más densa del mundo. En Europa existen
cinco grandes líneas de transporte de crudo que, partiendo de los terminales marítimos de
Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven, llevan el petróleo a las refinerías del
interior. Esta red es de 3.700 kilómetros, una extensión que se queda pequeña si se
compara con los 5.500 kilómetros del oleoducto del Comecón o de la Amistad, que parte
de la cuenca del Volga-Urales (600 kilómetros al este de Moscú) y que suministra crudo a
Polonia, Alemania, Hungría y otros países centro europeos.
El petróleo circula por el interior de la conducción gracias al impulso que proporcionan las
estaciones de bombeo, cuyo número y potencia están en función del volumen a
transportar, de la viscosidad del producto, del diámetro de la tubería, de la resistencia
mecánica y de los obstáculos geográficos a sortear. En condiciones normales, las
estaciones de bombeo se encuentran situadas a 50 kilómetros unas de otras.
También existen pozos submarinos. Por lo tanto se necesitan oleoductos submarinos para
transportar el crudo. A medida que aumenta la producción de petróleo en el mar se van
construyendo más oleoductos submarinos. Estos se tienden con barcazas "tiende tubos"
especiales, en las cuales se sueldan los tramos de tubo de acero antes de colocarlos en
el lecho marino. Si el oleoducto es de pequeño diámetro el tubo puede desenrollarse
desde un gigantesco carrete para tenderlo directamente en el lecho marino, evitándose
así la necesidad de soldar en el mar. Cuando se transporta crudo pesado, puede ser
necesario poner aislamiento térmico en el oleoducto, para que el petróleo fluya con
facilidad. Las tuberías de menor diámetro generalmente se tienden en una trinchera para
protegerlas del equipo usado por los buques pesqueros.
El crudo parte de los depósitos de almacenamiento, donde por medio de una red de
canalizaciones y un sistema de válvulas se pone en marcha la corriente o flujo del
producto. Desde un puesto central de control se dirigen las operaciones y los controles
situados a lo largo de toda la línea de conducción. El cierre y apertura de válvulas y el
funcionamiento de las bombas se regulan por mando a distancia.
La construcción de un oleoducto supone una gran obra de ingeniería y por ello, en
muchos casos, es realizada conjuntamente por varias empresas. También requiere de
complicados estudios económicos, técnicos y financieros con el fin garantizar su
operatividad y el menor impacto posible en el medio ambiente.
El trazado debe ser recto en la medida de lo posible y, normalmente, la tubería es
enterrada en el subsuelo para evitar los efectos de la dilatación. Los conjuntos de tubos
se protegen contra la corrosión exterior antes de ser enterrados. Las tuberías se cubren
con tierra y el terreno, tras el acondicionamiento pertinente, recupera su aspecto anterior.
Los petroleros son los mayores navíos de transporte que existen hoy en día en el mundo.
Son inmensos depósitos flotantes que pueden llegar a medir 350 metros de largo (eslora)
y alcanzar las 250.000 toneladas de peso muerto (TPM). (IMAGEN 4)
Actualmente casi todos los petroleros en construcción son del tipo de doble casco en
detrimento de los más antiguos diseños de un solo casco (monocasco) debido a que son
menos sensibles a sufrir daños y provocar vertidos en accidentes de colisión con otros
buques o embarrancamiento.
A partir de este tipo de barcos, surgió el superpetrolero, de mayor capacidad de carga, y
destinado al transporte de crudo desde Medio Oriente alrededor del Cuerno de África. El
superpetrolero Knock Nevis es la embarcación más grande del mundo.
Actualmente se transportan por mar más de mil millones de toneladas de crudo al año en
todo el mundo.
El petrolero es el medio más económico para transportar petróleo a grandes distancias y
tiene la ventaja de una gran flexibilidad de utilización. Su principal característica es la
división de su espacio interior en cisternas individuales, lo que permite separar los
diferentes tipos de petróleo o sus productos derivados.
ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO
La industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo
origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las
refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles,
como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en
la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como
las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países
consumidores.
Tras la crisis de 1973 (segunda guerra árabe-israelí) que provocó el racionamiento de la
gasolina en algunos países de Europa Occidental, un gran número de estos países
aprobaron normas legales para regular la existencia de reservas estratégicas de petróleo.
De esta forma, en algunos países las compañías petroleras están obligadas a poseer en
todo momento una cantidad de producto que garantice el consumo del mercado interno
durante un tiempo mínimo determinado. El stock debe encontrarse en todos los tramos
para evitar cortes y la reserva mínima exigida en condiciones normales normalmente debe
superar los 90 días. (IMAGEN 5)
Almacenamiento del crudo
Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del yacimiento de
petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse un transporte intermedio
por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por ello, el crudo (petróleo bruto) se
almacena tanto en el punto de embarque como en el del desembarque.
Almacenamiento en la refinería
Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de cada unidad de
proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los tratamientos alternativos y
sucesivos de materias primas diferentes. Asimismo, para almacenar las bases
componentes de otros productos terminados que se obtienen a continuación por mezcla, y
para disponer de una reserva de trabajo suficiente con el fin de hacer frente a los pedidos
y cargamentos de materia prima que les llegan.
Almacenamiento de distribución
Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida directamente,
es decir por un medio de transporte que una de forma directa al usuario con la refinería.
Por este motivo, es más eficaz y económico construir un depósito-pulmón, Terminal de
distribución, surtido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya
sean oleoductos de productos terminados, buques (para depósitos costeros), barcazas
fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna. Estos depósitos suelen estar ubicados
cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.). Desde
estos depósitos, salen camiones de distribución que llevan el producto al consumidor final.
GUERRA POR EL
PETRÓLEO EN EL
SIGLO XX
GUERRA Y PETROLEO, ARTIFICES DE LA HISTORIA DEL SIGLO XX
"Si tenemos que usar la fuerza es porque somos americanos. Nosotros somos la nación
indispensable.
Cuando nosotros podemos cambiar las cosas, debemos hacerlo y el resto del mundo
debe seguir esta línea" Madeleine Albright
La Corte Suprema de Estados Unidos determinó que una corporación estadounidense
tiene los mismos derechos como un ciudadano particular. De ahí que el Gobierno de
Estados Unidos considera legítimo tener intereses en cualquier región del mundo donde
se encuentren empresas estadounidenses. Muchos intereses comerciales resultan ser
intereses gubernamentales y, por extensión, intereses militares. Esa ha sido una manera
de legitimar la guerra como mecanismo de control de recursos estratégicos como el
petróleo. Como dice el periodista independiente Joe Vialls (1993), "Por décadas la
Agencia Central de Inteligencia (CIA) de los Estados Unidos ha codiciado la dominación
global, no con el consentimiento del pueblo americano sino al dirigir las acciones del
Presidente americano como un niño hala las cuerdas de un flácido títere. El término
"Nuevo Orden Mundial" fue acuñado a finales de los sesenta por la CIA, no por un líder
electo democráticamente del pueblo americano. Con el colapso de la URRS, la CIA vio su
oportunidad y buscó la dominación global al manipular los recursos petroleros mundiales.
El petróleo fue el motivante de la guerra del Golfo en 1991, que sirvió a los países
occidentales, especialmente a Estados Unidos para desestabilizar a la OPEP, ejercer
control sobre los precio del petróleo, y para crear una nueva correlación de fuerzas en
favor de Estados Unidos en la zona, donde se encuentran las reservas petroleras más
importantes del mundo. Esta guerra por petróleo produjo 1,5 millones de muertos directos
a lo que se suman 5.000 niños cada mes como producto de las sanciones económicas
impuestas a ese país . Dentro de casa, el propio Irak ha desencadenado una guerra
contra el pueblo Kurdo, en cuyo territorio se encuentran importantes yacimientos
petroleros.
Así también, mientras Estados Unidos liberaba una guerra contra el pueblo de Vietnam, la
empresa Mobil hacía prospección off-shore en lo que ellos llamaban "Vietnam del Sur". En
las década de 1990, Mobil ganó una licencia de exploración de los mismos campos en los
que estuviera tres décadas antes (Blue Dragon a 280 Km. del Delta del Mekong), pero lo
abandonó por no encontrar reservas comerciales.
En el caso de Timor Oriental, las importantes reservas hidrocarburíferas en el Mar de
Timor prolongó la ocupación de Indonesia es este país, que recientemente obtuvo su
independencia, así como a la interferencia Australiana en el conflicto, país que quería
también participar en la repartición de estas reservas. En las Islas Spratley, unos islotes
con reservas petroleras, reclaman derechos China, Vietnam. Las Filipinas, Indonesia,
Malasia y Brunei y se han producido algunos enfrentamientos entre ellos.
EL PETRÓLEO CATALIZADOR DE CONFLICTOS INTERNOS
La presencia de recursos naturales, incluyendo petróleo y gas, en territorios indígenas, de
minorías étnicas o en zonas donde se asientan grupos humanos que han sido
tradicionalmente marginados del poder, han generado conflictos internos que en muchos
casos han degenerado en guerras civiles.
Los grupos dominantes han designado a estos territorios como fuente de recursos,
destruyendo la base de sobre vivencia de sus custodios tradicionales, los mismo que ni
siquiera se benefician de las regalías que estos recursos generan. En muchos casos, las
empresas petroleras han alentado estos conflictos, apoyando a uno u otro actor,
dependiendo del escenario que beneficie más a sus intereses.
Este es el caso de la lucha del pueblo Ijaw en Nigeria, un pueblo asentado en el Delta del
Río Níger, donde Shell perforó su primer pozo en el país en 1956, en la comunidad de
Oloibiri. Desde entonces este pueblo de 12 millones de personas, ha vivido atroces
violaciones a los derechos humanos, degradación ambiental y un estado de violencia
continua, por enfrentamientos entre las empresas petroleras y la sociedad civil, que han
terminado en la muerte de estos últimos. Como respuesta a esta situación, en diciembre
de 1998, se adoptó la Declaración de Kaiama, donde se demandaba parar todo el negocio
petrolero (exploración y explotación) y el retiro de todas las empresas transnacionales de
Ijawland, pero la violencia no cesó.
La presencia de Shell y otras empresas petroleras en el Delta del Níger ha sido la causa
de otros conflictos, por ejemplo entre Ogoni, que ha sido víctima de un sistema represivo
brutal. Ellos conformaron el Movimiento por la sobrevivencia del pueblo Ogoni (MOSOP)
como respuesta a esta agresión. A fines de mayo, su presidente Ken Saro-Wiwa fue
apresado por presunto asesinato a 4 ancianos Ogoni, que condujo a su ejecución extra
judicial junto con otros 8 líderes comunitarios que enfrentaban a la empresa Shell por su
nefasto accionar dentro de su territorio. Algunas fuentes mantienen que el asesinato fue
llevado a cabo por miembros de la “Operación de restauración de la paz y el orden en
Ogoniland”, un comité puesto por el gobierno de Nigeria para defender los intereses de la
Shell en la zona.
Shell ha reconocido que en determinadas ocasiones ha tenido que pedir asistencia al
gobierno para asegurar sus operaciones. En uno de eso pedidos, fueron disparados y
muertos 80 manifestantes que hacían una demostración pacífica en contra de las
operaciones de Shell.
Shell ha explotado el crudo del Delta del Río Níger por más de 50 años en Nigeria, de
donde obtiene el 40% de sus operaciones globales .
Otro caso paradigmático es el de Aceh, en Indonesia, donde la empresa Mobil apoyó al
Gobierno militarmente, para frenar al grupo secesionista Free Aceh Movement (GAM) que
en gran parte se organizó, como un resultado de la baja calidad de vida que vivió la
población una vez que ingresó Mobil a la zona, por la contaminación ambiental y por el
abuso de los derechos humanos.
De todos los víctimas de derechos humanos en Aceh, la gran mayorían han sido
perpetrados en el Norte de Aceh, y muchos víctimas han testificado que esas violaciones
han sido conducidas por fuerzas especiales de Indonesia (Kopassus), que tienen su base
en Camp Rancong que es propiedad de la empresa petrolera PT Arun2. Otros añaden
que han sido interrogados en el Puesto 13, facilitado por Mobil Oil.
Las ejecuciones extrajudiciales y desapariciones han sido evidentes en Aceh. La mayoría
de casos de desaparecidos no ha sido aclarada. Hay varios casos de personas que han
desaparecido mientras estaban en la cárcel cumpliendo con sus largas sentencias
(Aditjondro, 1997) Se ha estimado que en 1989, Aceh y el Norte de Sumatra, 2000 civiles
murieron en manos del ejército desde que se iniciaron las operaciones anti-insurgencia en
contra del movimiento de resistencia armada en 1989 (Aditjondro, 1997).
Entre 1989 y 1993 Aceh vivió la época más dura, Anmistía Internacional estima que entre
las personas que fueron ejecutadas se incluyen mujeres y niños, y que las ejecuciones
ocurrieron públicamente o en secreto. Aunque la violencia disminuyó en los años
posteriores, esta no cesó.
Desde 1991 por lo menos 35 personas fueron acusadas de subversión por apoyar a Aceh
Merdeka y han sido sentenciados a prisión por 20 años. Cuando las autoridades militares
liberaron a cientos de personas, que estaban detenidas por presunta colaboración con
Aceh Merdeka, ellos reportado que fueron torturados y maltratados.
En 1998 se descubrieron más de cien fosas comunes clandestinas en Aceh. En una de
ella se encontraron hasta 200 cuerpos.
A fines de la década de 1980 Aceh proveía aproximadamente el 30% del petróleo y gas
de Indonesia, lo que significó el 11% de las exportaciones totales del país +. Sin embargo,
el 40% de la gente en Aceh son clasificadas por el gobierno como “pobres”.
Menos conocido es el caso de Sudán. De los 45 años de independencia, Sudán ha vivido
34 sumergido en una guerra civil. Se estima que durante ésta, han muerto unos dos
millones de personas y que existen medio millón de refugiados y 4 millones han sido
desplazados de sus tierras ancestrales. Este es un país fuertemente dividido por razones
geográficas, culturales y religiosas. En Sudán existe un 65% de personas de origen
africano y 35% de árabes.
El grupo dominante en el país es el musulmán (más o menos el 70% de la población)
asentados en la zona norte del país, que ven al sur como la fuente de abastecimiento de
aquellos productos y bienes que ellos no pueden producir, lo que ha conducido a la
inconformidad de los grupos étnicos del Sur, en su mayoría cristianos, lo que ha
conducido a la guerra civil más larga de la historia del Africa moderna.
La actual guerra civil en Sudán está también manchada de petróleo. En septiembre de
1999, Sudán se convirtió en el nuevo exportador de petróleo en el África. Los más
grandes yacimientos petroleros de Sudán se encuentran en el Sur del Alto Nilo. Para
sacar el petróleo, se ha construido un oleoducto de 1540 Km. que ya ha sido saboteado
por fuerzas que se oponen al gobierno.
El crudo se extrae en el Sur del país, y es refinado en el Norte refinarlo en el Norte y es
exportado a través de un Puerto también en el Norte. Esto ha causado la rebeldía en las
poblaciones del Sur, quienes reclaman autodeterminación y potestad de manejar sus
recursos naturales. La intervención de países imperialistas europeos, que requieren
mayor control sobre la producción petrolera ha contribuido a exacerbar la situación.
La mayoría del dinero del petróleo se va en gastos de guerra; US$ 1 millón diario en la
guerra, en un país donde hay 3,1 millones de personas que padecen de hambre crónica, y
cuenta con una deuda externa de US$ 17 mil millones.
Empresas invirtiendo en la industria petrolera en Sudán incluyen Talisman del Canadá,
China National Petroleum Corporation, Petronas de Malasia.
Varias empresas que tenían intereses en Sudán han salido, por razones de seguridad o
por las sanciones impuestas a este país por parte de Estados Unidos a partir de 1997.
Entre ellas se incluye Chevron, que estuvo explorando en 1983, y que a pesar de que
contrató a una empresa para que le de seguridad en los campos petroleros con veteranos
de la guerra de Vietnam, ésta no pudo asegurar su seguridad.
De acuerdo a algunos observadores, Estados Unidos apoyaría la independencia de los
Estados del Sur, como una forma de crear una barrera a la expansión islámica.
Por otro lado, Rusia y Sudán han iniciado relaciones comerciales basadas en armas y
petróleo. La empresa Slavneft de Rusia/Belarus firmó un acuerdo petrolero con Sudán,
quien invertirá 126 millones de dólares.
Como contraparte, Rusia dará además asistencia técnica y militar a Sudán. Por ejemplo,
Rusia dará asistencia técnica para ensamblar tanques T-75 en la ciudad industrial de
Giad, y , el Ministro de Defensa Bakr iHassan Saleh presentó una lista de armamentos
que desean comprar de Rusia. Hace dos años hizo ya otra compra de armamento. Todo
esto, con dinero del petróleo, creándose un círculo vicioso en el que el petróleo alimenta
el fuego de la guerra.
CONFLICTOS EN EL CENTRO DE ASIA
El nuevo conflicto en el centro de Asia (Afganistán) está relacionado con el acceso y
control a los abundantes recursos petroleros de la región, tanto del Caspio como del Golfo
Arábigo.
Luego de las exploraciones exitosas de la empresa argentina Bridas en Turkmenistán,
esta empresa argentina firmó un contrato en el Bloque Keimar, cerca del Mar Caspio, y el
bloque Yashlar, cerca de la frontera con Afganistán. En 1995, Bridas recibió los derechos
para la construcción de un gasoducto entre Turkmenistán y Pakistán, atravesando
Afganistán, pero esto dependía de las negociaciones con este último país, que entonces
se hallaba sumido en una guerra civil.
El año siguiente, luego de intensas negociaciones con los líderes de Afganistán, Bridas
obtuvo un acuerdo por 30 años con el Gobierno afgano de Rabbani para construir y
operar un gasoducto de 875 millas. Bulgheroni de Bridas abordó otras empresas
incluyendo UNOCAL para formar un consorcio internacional, pero UNOCAL fue con su
propuesta propia, y formó su propio consorcio que incluía a la empresa saudita Delta Oil,
muy cercana al Príncipe Saudi Abdullah y al Rey Fahd, la empresa rusa Gazprom y la
estatal turkmana, Turkmenrozgas. Eventualmente, UNOCAL consiguió el acuerdo en
1995 para construir un gasoducto de 918 millas.
El interés por el gasoducto trans-Afgano no era únicamente económico. Había también un
interés geo-político: el control militar y económico de la región Euroasiática (incluyendo el
Oriente Medio y las ex repúblicas soviéticas de Asia Central), especialmente les
interesaba el control sobre los recursos hidrocarburíferos, el control sobre las rutas de su
transporte . Esta fue una de las razones por las que se dio la intervención militar
estadounidense en la década de 1990, en los Balcanes, el Cáucaso y el Mar Caspio.
En 1992, 11 empresas petroleras controlaban el 50% de las inversiones hidrocarburíferas
en la zona del Caspio, entre las que se incluye British Petroleum, Amoco, ARCO (las tres
empresas hoy están fusionadas con el nombre de BP), UNOCAL, TexacoChevron
(también fusionadas), Exxon-Mobil, Pennzoil, y Phillips. Hay otras empresas y grupos de
planificación de políticas operando en Asia Central con pleno apoyo del Departamento de
Estado y de Energía de los Estados Unidos, entre las que se incluye asociaciones de
empresas petroleras.
Entre los principales asesores se incluye Brezezinski, un consultor de Amoco, que
además diseñó la guerra afgano-soviética en la década de 1970. Está además Henry
Kissinger asesor de Unocal, y Dick Cheney de Halliburton y de la Cámara de Comercio
US-Azerbaijan. El enviado de Unocal para Europa Central era el oficial de inteligencia y
defensa de Estados Unidos, Robert Oakley.
Más tarde, el consorcio liderado por UNOCAL consiguió otro contrato; la construcción de
un oleoducto de 1.050 millas desde Dauletabad, a través de Afganistán que se conectaba
con un puerto en Pakistán en la Costa del Mar Arábigo.
Aunque UNOCAL tenía un acuerdo con el Gobierno, Bridas todavía tenía un contrato con
Afganistán. El problema fue resulto a través de la CIA y el grupo ISI, apoyado por los
Talibán. Luego de una visita de un alto funcionario del Departamento de Estados de los
Estados Unidos, en el otoño de 1996, los Talibán entraron en Kabul y destituyeron al
gobierno de Rabbani, aunque Unocal discutía la posibilidad de pasar el ducto a través de
los territorios afganos controlados por la Alianza del Norte.
Como el contrato con Bridas tenía que ser renegociado, Unocal inició inmediatamente un
programa de ayuda humanitaria, instaló un sistema de telefonía celular entre Kabul y
Kandahar y la USAID hizo una contribución significativa a un programa de educación para
los Talibán. Bridas por otra parte, hacía su trabajo con algunos líderes importantes de
Arabia Saudita. La rivalidad entre Unocal y Bridas empezó a reflejar un conflicto dentro de
la familia real Saudi. Hasta 1997, no hubo ningún acuerdo con ninguna de las dos
empresas. El gobierno Talibán demandaba a más de las regalía, obras de infraestructura
como carreteras, plantas de generación de energía y el resurgimiento de la empresa
estatal petrolera, que había sido abolida por el régimen soviético, demandas que Unocal
no estaba dispuesto a dar. Por otro lado, Bridas ofrecía regalías más altas y la
construcción de un ducto para uso local; además gozaba con la predilección de Osama
Bin Laden. El plan de Bridas no requería financiemiento externo, en tanto que el de
Unocal requería un préstamos a instituciones occidentales como el Banco Mundial, lo que
ponía a los Talibán en una posición vulnerable frente a las demandas de los Gobiernos de
Occidente. Bridas gozaba con la predilección de los Talibán, pero no la del Gobierno de
Turkmenistán. Para fortalecer su posición Bridas vende el 60% de sus bienes en América
Latina a Amoco (hoy BP), mientras la empresa rusa Gazprom se retiraba del consorcio
con Unocal. Esta tuvo que buscar nuevos socios en Corea del Sur y Japón, y al mismo
tiempo enfrentar críticas en su país por parte de los grupos de derechos humanos. Los
ataques a la embajada de Estados Unidos en Kenia y el consiguiente bombardeo
norteamericano a este país del centro de Asia produjo una ruptura diplomática entre
Estados Unidos y Afganistán. Las oportunidades de Unocal de negociar con los Talibán
se acabaron, y la empresa saudita Delta, no pudo continuar como nueva líder del
consorcio.
Luego de los acontecimientos del 11 de septiembre, y del derrocamiento del gobierno
Talibán, este escenario cambió. En mayo del 2002 los Presidentes de Paquistán
Turkmenistán y Afganistán, firmaron un acuerdo para construir y mantener una gasoducto
de 1460 Km. Por otro lado, el Presidente del Banco Mundial inició charlas sobre un
posible financiamiento de este proyecto, por unos 100 millones de dólares. Se cree que el
mismo país, Afganistán, podría tener reservas importantes. En su época la URSS calculó
que ese país podría tener reservas de gas natural de alrededor de 5 trillones de pies
cúbicos. Los campos Afganos que no han sido explotados incluyen Jorqaduq, Khowaja,
Gogerdak y Yatimtaq, todos ellos localizados dentro de un área de 9 Km del pueblo de
Shebrghan, en la provincia del norte, Jowzjan.
Azerbaiján, Kazakistán, Turkmenistán y Uzbekistán juntas tienen 115 mil millones de
barriles de reservas probadas de crudo y 11 trillones de m3 de gas. Hasta ahora, Rusia ha
mantenido la hegemonía en el transporte de crudo en la región, la misma que quiere ser
arrebatada por Estados Unidos. La importancia de la zona reside en que EE UU considera
que el crudo del Caspio puede balancear el liderazgo que tienen los países de la OPEP
en la fijación de los precios del crudo. Este papel jugó antes el Mar del Norte, pero sus
reservas son muy inferiores a las del Caspio, y EE UU considera que es más fácil
controlar la producción en el Caspio, por la debilidad institucional de estos países.
Actualmente más de 40 proyectos están en desarrollo en Kazajstán y Azerbaiyán, en los
cuales están involucradas 11 compañías estadounidenses, unas 24 compañías de otros
países occidentales y dos compañías rusas. Chevron lidera un consorcio con ExxonMobil
LukArco (joint venture entre Lukoil de Rusia y Arco - fusionada a BPAmoco) en el campo
Tengiz, el más grande de Kazakhstan, con 10 mil millones de barriles de crudo. Las
empresas estadounidenses controlan el 75% de los intereses.
Por otra parte, los ingresos del petróleo probablemente atraerán a otras empresas gringas
a estos países (compañías de servicio, industrias secundarias, etc.). Por otro lado, las
europeas Agip en consorcio con BP, TotalElfFina y Royal Duth Shell están desarrollando
el campo de gas Kashagan en el mismo país, por lo que estamos hablando de grupos
rivales. Ambos consorcios dependen del un oleoducto que pasa por Rusia desde Grozny
en Chechenia hasta Novorossisk en el Mar Negro. Chechenia es otro lugar donde se ha
batallado una guerra, pues para mantener la hegemonía rusa en el transporte de crudo,
es vital para Rusia mantener el control sobre Chehenia. El paso del oleoducto por
territorio ruso permite a este país mantener el control sobre el transporte de energía,
sobre sus precios, lo que utiliza como mecanismo de control político. Por ejemplo Rusia
corta el suministro de petróleo a Georgia cada vez que desea hacer algún tipo de
imposición política a ese país.
Por Chechenia atraviesan también los oleoductos que traen crudo de la Siberia
para salir al Mar Negro.
Los grupos estadounidenses y europeos quieren romper con la hegemonía rusa en el
transporte de crudo. Interesados en la construcción de nuevos ductos incluye TotalFinaElf
con Kazakhstan para salir a Irán. En Azerbaijan un consorcio liderado por BP, planea
construir un oleoducto millonario Baku (Azerbaijan)-Tbilisi (Georgia)-Cayhan (Turquía) en
el Mediterráneo, y se están estudiando varias otras potenciales rutas de oleoductos.
SANGRE Y CRUDO EN AMÉRICA LATINA
En América Latina han habido por lo menos dos guerras que en la década de los 40
estuvieron relacionadas con el petróleo: la guerra del Chaco, donde Paraguay perdió una
porción del país con importantes yacimientos petroleros, y la guerra Ecuador -Perú.
En los 80, la guerra civil que azotó a Guatemala, se centró en el Izxcan, zona donde al
momento se exploran reservas petroleras, luego de que la población indígena fue
obligada a desplazarse.
¿Porqué eran las Islas Malvinas lo suficientemente importantes para que Inglaterra entre
en guerra con Argentina? En ese tiempo de guerra, la gente ahí creía que el motivo real
para la guerra era el petróleo. Hoy, luego de varios años después de la guerra, Argentina
y Gran Bretaña han trabajado en licencias de exploración conjunta off-shore de las Islas
Malvinas, e un "Area Específica de Cooperación". Cuatro compañías -Shell, Amerada
Hess, LASMO, y la canadiense International Petroleum Corp, obtuvieron la operación
encabezando los consorcios internacionales en la primera ronda de exploración de
Malvinas.
Pero el casos más recientes es el del Plan Colombia, que tiene como objetivos controlar
la producción petrolera en ese país.
El Plan Colombia se ha centrado en la región del Putumayo en la Amazonía de ese país,
donde si bien la producción petrolera no es muy importante, las nuevas licitaciones nos
insinúan que las reservas podrían ser mayores que las conocidas.
La mayor parte de la producción es manejada en forma directa por Ecopetrol, pero existen
contratos de asociación con empresas norteamericanas.
El problema en la región es el continuo sabotaje que sufre la infraestructura petrolera por
parte de los ejércitos irregulares existentes en ese país, lo que significa para la industria
petrolera importantes pérdidas económicas.
En otras partes del país la industria petrolera ha sufrido atentados, perjudicando a
empresas estadounidenses como Occidental y BP . El Presidente Bush anunció que parte
del Plan Colombia incluirá la protección a Occidental.
Con la llamada Iniciativa Andina, Estados Unidos estaría controlando la producción
petrolera de los cinco países Andino-Amazónicos, todos productores de petróleo y gas, en
los que al momento se dan circunstancias perturbadoras para EE UU: la insurgencia en
Colombia, Chávez en Venezuela, que ha reactivado a la OPEP, el movimiento indígena
en Ecuador, el resurgimiento del movimiento campesino en Bolivia, y el nuevo auge de la
sociedad civil en Perú, luego de la caída de Fuji Mori.
En relación a Hugo Chávez, varios analistas han señalado el papel que jugó la política
petrolera en el golpe perpetrado en su contra en Abril del 2002. Desde su subida en 1998,
su política irritó a Washington, especialmente el importante rol que jugó en la
rehabilitación de la OPEP y la estabilización de los precios petroleros en marzo del 2000,
los mismos que se cuadruplicaron en relación al precio que tenían en 1999. Por otro lado,
la Nueva Constitución, fuertemente auspiciado por Chávez, prohibe la privatización de la
empresa petrolera estatal, Más tarde, Chávez lanzó un acuerdo petrolero con Cuba para
venderle crudo a precios subsidiados, y finalmente el cambio de autoridades petroleras.
EL PETRÓLEO Y
LA ECONOMÍA
UNA ECONOMÍA DEPENDIENTE EN GRAN MEDIDA DEL PETRÓLEO
El petróleo posee una gran variedad de compuestos, que hacen que se realicen más de
2.000 productos, en los que destacan combustibles, disolventes, gases, alquitranes y
plásticos. La gama casi infinita de productos derivados le convierten en uno de los
factores más importantes del desarrollo económico y social en todo el mundo.
La economía mundial y su desarrollo esta regida por los combustibles y derivados del
petróleo, aviones, barcos, trenes, fabricas y ciudades enteras utilizan la energía generada
por estos.
Todos los productos y sus precios están relacionados de alguna forma con el petróleo ya
sea por los gastos de transporte, producción o embalaje. Cuando sube el precio del
petróleo se produce una subida de los costes, de forma más o menos inmediata, en casi
todos los sectores productivos y, en consecuencia, se nota en los precios de los bienes de
consumo.
La extracción y producción de petróleo está en manos de unos pocos países productores
y es controlada por los denominados carteles (OPEP), quienes con sus decisiones
influyen en los distintos mercados en los que se fijan los precios mínimos del crudo.
Algunos estudios estiman que cada 5 dólares de cambio en el precio del crudo el efecto
expansivo o depresivo en el crecimiento global es de un 0,5% del PIB mundial.
A falta de una política de energías renovables eficiente, es primordial encontrar nuevas
soluciones energéticas ante el inminente futuro agotamiento y encarecimiento de las
reservas del crudo. Mientras tanto las economías globales seguirán pendientes de un hilo
ante la continua especulación que sufren los precios del petróleo.
EL PRECIO DEL CRUDO
La volatilidad de los precios del petróleo crudo ha sido y es una característica intrínseca a
la historia reciente de la comercialización de este producto. Su importancia estratégica le
convierte en una “moneda de cambio” y de presión política y económica de primera
magnitud.
Así, mientras que el precio del barril de petróleo brent (denominación del crudo que se
toma como referencia en el mercado europeo) en el año 2001 fue de 24,5 dólares, un
14,1% menos que en el año 2000, durante el año 2002 dicho precio volvió a subir muy por
encima de esta cifra, hasta alcanzar casi los 30 dólares el barril.
Estas subidas y bajadas de los precios son producidas por muy diversos factores, pero los
más importantes
son las decisiones políticas de los países productores, los conflictos sociales o bélicos en
las zonas másvinculadas a la producción de petróleo y, en ocasiones, las decisiones que
puedan tomarse en determinadosforos financieros mundiales
Objetivos de precios de la Opep:
1960-1973: objetivo implícito por debajo de 5 dólares por barril
1974-1979: objetivo implítico de entre 5 y 12 dólares por barril
1979-1985: objetivo implicito por encima de 30 dólares por barril
1986-1990: objetivo explícito de 18 dólares por barril
1991-2000: objetivo explícito de 21 dólares por barril
2000-2005: objetivo explícito banda de precios de 22 a 28 dólares por barril
2006- : objetivo implícito por encima de 60 dólares por barril
PRODUCTOS DEL PETRÓLEO
El refino de petróleo ha evolucionado continuamente en respuesta a la demanda de
productos mejores y diferentes por parte de los consumidores. El requisito original del
proceso era producir queroseno como fuente de combustible para el alumbrado más
barata y mejor que el aceite de ballena. La elaboración del motor de combustión interna
condujo a la producción de benceno, gasolina y gasóleos diesel.
La evolución del aeroplano hizo necesarios la gasolina de aviación de alto octanaje y el
combustible para aviones de reacción, que es una forma más elaborada del producto
original de las refinerías, el queroseno.
Agua amarga
El agua amarga es agua de proceso que contiene ácido sulfhídrico, amoníaco, fenoles,
hidrocarburos y compuestos de azufre de bajo peso molecular. Se produce al absorber el
vapor fracciones de hidrocarburos durante la destilación, en la regeneración de
catalizador o al absorber el vapor ácido sulfhídrico durante el hidrotratamiento y el
hidroacabado. También se genera por la adición de agua a procesos para absorber ácido
sulfhídrico y amoníaco.
Acido sulfúrico y ácido fluorhídrico
Ambos se utilizan como catalizadores en los procesos de alquilación. El ácido sulfúrico se
emplea también en algunos de los procesos de tratamiento.
Catalizadores sólidos
En los procesos de refino se utilizan varios catalizadores sólidos diferentes, de numerosas
formas distintas, desde pastillas hasta cuentas granulares o polvos, constituidos por
diversos materiales y con diversas composiciones. En unidades de lecho móvil y fijo se
emplean catalizadores de pastillas extruidas, mientras que en procesos de lecho fluido se
usan catalizadores de partículas esféricas finas. Los catalizadores utilizados en procesos
que eliminan el azufre están impregnados de cobalto, níquel o molibdeno. En las unidades
de craqueo se emplean catalizadores de función ácida: arcilla natural, alúmina-silíce y
zeolitas. En la isomerización y la reforma se emplean catalizadores de función ácida
impregnados de platino u otros metales nobles. Los catalizadores agotados requieren
medidas especiales de manipulación y protección frente a las exposiciones, dado que a
veces contienen metales, aceites aromáticos, compuestos aromáticos policíclicos
cancerígenos u otros materiales peligrosos, y también pueden ser pirofóricos.
Combustibles
Los principales productos combustibles son el gas de petróleo licuado, la gasolina, el
queroseno, el combustible para motores de reacción, el gasóleo diesel, el gasóleo para
calefacción y el fuel residual.
El gas de petróleo licuado (GLP), constituido por mezclas de hidrocarburos parafínicos y
olefínicos, como el propano y el butano, se produce para utilizarlo como combustible, y se
almacena y manipula en fase líquida a presión. El GPL tiene puntos de ebullición que van
desde aproximadamente 74 °C hasta +38 °C, es incoloro y sus vapores son más pesados
que el aire y extremadamente inflamables. Las cualidades importantes del GPL desde la
perspectiva de la salud y seguridad en el trabajo, son la presión de vapor y el control de
los contaminantes.
Gasolina. El producto más importante de las refinerías es la gasolina para motores, una
mezcla de fracciones de hidrocarburos con puntos de ebullición relativamente bajos,
incluida la gasolina reformada, de alquilato, nafta alifática (nafta ligera de destilación
directa), nafta aromática (nafta de craqueo térmico y catalítico) y aditivos. Las mezclas de
gasolina tienen puntos de ebullición que van desde temperaturas ambiente hasta unos
204 °C, y un punto de inflamación inferior a –40 °C. Las cualidades críticas de la gasolina
son el índice de octano (cualidad antidetonante), la volatilidad (arranque y tapón de vapor)
y la presión de vapor (control ambiental). Los aditivos se utilizan para mejorar el
rendimiento de la gasolina y proporcionar protección frente a la oxidación y la corrosión.
La gasolina empleada en aviación es un producto de alto índice de octano, una mezcla
especialmente estudiada para ofrecer buen rendimiento a grandes altitudes.
El plomo tetraetílico (PTE) y el plomo tetrametílico (PTM) son aditivos de la gasolina que
mejoran los índices de octano y las cualidades antidetonantes. En un esfuerzo por reducir
la presencia de plomo en las emisiones de escape de los automóviles, estos aditivos ya
no se utilizan de modo habitual, excepto en la gasolina empleada en aviación. Para
mejorar las cualidades antidetonantes de la gasolina sin plomo y reducir las emisiones de
monóxido de carbono, en lugar de PTE y PTM se utilizan etilbutiléter terciario (EBET),
metilbutiléter terciario (MBET), amilmetiléter terciario (AMET) y otros compuestos
oxigenados.
Combustible para motores de reacción y queroseno. El queroseno es una mezcla de
parafinas y naftenos, generalmente con menos de un 20 % de componentes aromáticos.
Tiene un punto de inflamación superior a 38 °C y un intervalo de temperaturas de
ebullición de 160 °C a 288 °C, y se utiliza para alumbrado, calefacción, disolventes y para
mezclarlo con gasóleo diesel. El combustible para motores de reacción es un destilado
intermedio de queroseno cuyas cualidades críticas son el punto de congelación, el punto
de inflamación y el punto de humo.
El combustible comercial para motores de reacción tiene un rango de ebullición de
aproximadamente 191°C a 274 °C, y el combustible para motores de reacción de uso
militar, un rango de 55 °C a 288 °C.
Combustibles de destilación. Los gasóleos diesel y los de calefacción doméstica son
mezclas de color claro de parafinas, naftenos y componentes aromáticos, que a veces
contienen cantidades moderadas de olefinas. Los combustibles de destilación tienen
puntos de inflamación superiores a 60 °C y rangos de ebullición de 163 °C a 371 °C
aproximadamente, y con frecuencia se someten a hidrodesulfuración para mejorar la
estabilidad. Al ser combustibles, cuando se tratan emiten vapores que forman mezclas
inflamables con el aire. Entre las cualidades idóneas de los combustibles de destilación
están los puntos de inflamación y de goteo controlados, la combustión limpia, la ausencia
de formación de depósitos en los tanques de almacenamiento y un índice de cetano de
los gasóleos diesel adecuado para un buen arranque y una combustión satisfactoria.
Combustibles residuales. Muchos barcos e instalaciones comerciales e industriales
utilizan combustibles residuales o combinaciones de combustibles residuales y de
destilación, para generación de energía y calor y para procesado. Los combustibles
residuales son mezclas líquidas de color oscuro y alta viscosidad de moléculas grandes
de hidrocarburos, con puntos de inflamación superiores a 121 °C y altos puntos de
ebullición. Las especificaciones críticas de los combustibles residuales son la viscosidad y
el bajo contenido de azufre (para el control
ambiental).
Cargas petroquímicas
Muchos productos derivados del refino de crudos de petróleo, como el etileno, propileno y
butadieno, son hidrocarburos olefínicos derivados de procesos de craqueo de refinerías, y
están destinados a su utilización en la industria petroquímica como materias primas para
la producción de plásticos, amoníaco, caucho sintético, glicol, etc.
Disolventes derivados del petróleo
Varios compuestos puros, entre ellos el benceno, el tolueno, el xileno, el hexano y el
heptano, cuyos puntos de ebullición y composición en cuanto a hidrocarburos están
estrictamente controlados, se obtienen para utilizarlos como disolventes. Los disolventes
se clasifican en aromáticos y no aromáticos, según su composición. Su empleo como
diluyentes de pintura, líquidos de limpieza en seco, desengrasantes, disolventes
industriales y de plaguicidas, etc., suele estar determinado por su punto de inflamación,
que varía desde bastante menos de –18 °C hasta más de 60 °C.
Los riesgos asociados con los disolventes son semejantes a los de los combustibles, ya
que los disolventes con un punto de inflamación más bajo son inflamables, y sus vapores,
cuando se mezclan con aire que está dentro del rango de inflamabilidad, pueden entrar en
ignición. Por lo común, los disolventes aromáticos tienen mayor toxicidad que los no
aromáticos.
Aceites de proceso
Los aceites de proceso comprenden el rango de alto punto de ebullición, los productos de
destilación directa atmosférica o al vacío, y los que se obtienen por craqueo térmico o
catalítico. Se trata de mezclas complejas que contienen grandes moléculas de
hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos con más de 15 átomos de carbono; se
utilizan como cargas para craqueo o fabricación de lubricantes. Los aceites de proceso
tienen viscosidades bastante altas, puntos de ebullición comprendidos entre 260 °C y 538
°C y puntos de inflamación superiores a 121 °C. Los aceites de proceso son irritantes para
la piel y contienen altas concentraciones de HAP, así como compuestos de azufre,
nitrógeno y oxígeno. Debe evitarse la inhalación de vapores y nieblas, y la exposición
cutánea debe controlarse con medios de protección personal y buenas prácticas
higiénicas.
Lubricantes y grasas
Los aceites lubricantes básicos se obtienen mediante procesos de refino especiales de
acuerdo con requisitos específicos de los clientes. Son mezclas de color claro a
intermedio, baja volatilidad, y viscosidad entre intermedia y alta, de aceites parafínicos,
nafténicos y aromáticos, con rangos de ebullición entre 371 °C y 538 °C. Con los aceites
lubricantes base se mezclan aditivos (desemulsificantes, antioxidantes y elementos que
mejoran de la viscosidad) a fin de proporcionarles las características exigidas a los aceites
de motor, aceites hidráulicos y para turbinas, grasas industriales, lubricantes, aceites para
engranajes y aceites de corte. La cualidad más crítica de un aceite lubricante base es un
alto índice de viscosidad, lo que, a temperaturas variables, proporciona menores cambios
en viscosidad. Tal característica la tiene el petróleo crudo utilizado como carga o se
consigue por medio de aditivos que mejoren el índice de viscosidad. Se añaden
detergentes para mantener en suspensión cualquier lodo formado durante el uso del
aceite.
Las grasas son mezclas de aceites lubricantes y jabones metálicos, a los que se añaden
materiales de función específica, como amianto, grafito, molibdeno, siliconas y talco para
proporcionar aislamiento o lubricidad. Los aceites de corte y los aceites de transformación
de metales son aceites lubricantes con aditivos especiales, como cloro, azufre y ácidos
grasos, que reaccionan bajo la acción del calor, proporcionando así lubricación y
protección a las herramientas de corte. A los aceites de corte solubles en agua se les
añaden emulsificantes y agentes antibacterianos.
Aunque los aceites lubricantes no son irritantes por sí mismos y tienen baja toxicidad, los
aditivos presenta ciertos riesgos. Los usuarios deben consultar los datos de seguridad de
los materiales que figuran en la información facilitada por el proveedor, para determinar
los riesgos de ciertos aditivos, lubricantes, aceites de corte y grasas específicos. El
principal riesgo de los lubricantes es la dermatitis, que normalmente se controla con
equipos de protección personal y unas prácticas higiénicas adecuadas. De forma aislada,
en algunos trabajadores aparece sensibilidad a los aceites de corte o lubricantes, lo que
hará necesario asignarles a un puesto de trabajo en que no pueda producirse el contacto.
Existe cierta preocupación por la exposición cancerígena a vapores de aceites de corte y
aceites ligeros para husillos, de base nafténica, que se controla mediante sustitución,
medidas de control técnico o protección personal. Los riesgos de exposición a la grasa
son similares a los del aceite lubricante, con los riesgos añadidos que presentan los
materiales o aditivos de las grasas.
Productos especiales
La cera se utiliza para proteger productos alimenticios, en revestimientos, como
ingrediente de otros productos (cosméticos y cremas limpiadoras de calzado) y para
velas.
El azufre se produce como resultado del refino del petróleo. Se almacena unas veces en
fase líquida, calentado y fundido, en depósitos cerrados, y otras en fase sólida, en
recipientes o a la intemperie.
El coque es carbono casi puro y tiene diversos usos, desde electrodos hasta pastillas
combustibles para barbacoas, dependiendo de sus características físicas, que son
resultado del proceso de coquización.
El asfalto, que se utiliza principalmente para pavimentar carreteras y fabricar materiales
para cubiertas y tejados, debe ser inerte a la mayoría de las sustancias químicas y
condiciones meteorológicas.
Las ceras y asfaltos son sólidos a temperatura ambiente, si bien para su almacenamiento,
manipulación y transporte se requieren temperaturas más elevadas, con el consiguiente
riesgo de que se produzcan quemaduras. La cera de petróleo está tan refinada que, por lo
común, no presenta ningún riesgo. El contacto de la piel con la cera puede causar
taponamiento de los poros, que se controla con las prácticas higiénicas adecuadas. Para
evitar la exposición al ácido sulfhídrico al abrir depósitos de asfalto y de azufre fundido
basta con utilizar medidas adecuadas de control técnico o protección respiratoria. El
azufre es también fácilmente inflamable a temperaturas elevadas.
EL USO DIARIO DEL PETROLEO
Si el petróleo es desde finales del siglo XIX es la fuente de energía más importante del
mundo, además de servir de base para un número casi infinito de productos derivados,
también puede tener, en consecuencia, un impacto medioambiental, tanto en lo que
respecta a la atmósfera (gases de efecto invernadero y otros) como a la generación de
residuos sólidos (como los plásticos) o líquidos (como los aceites).
La combustión de productos derivados de los combustibles fósiles, para la generación de
energía y para usos más comunes (calefacción, automóvil, etc.) es una de las causas de
contaminación atmosférica.
El uso responsable de todos estos productos, el tratamiento adecuado de los mismos y
los controles de sus efectos, son responsabilidad no sólo de las empresas productoras o
comercializadoras, sino también de las autoridades públicas y del conjunto de la sociedad,
es decir, de los ciudadanos.
Medidas para evitar daños al medio ambiente
Las empresas que operan en el sector del petróleo desarrollan su actividad dedicando
especial atención a la conservación del medio ambiente. Además del cumplimiento de la
normativa internacional y nacional, las propias compañías petroleras aportan iniciativas
de cara a la protección del medio ambiente en respuesta a las propias exigencias del
mercado, que pide cada vez mayor calidad en los productos con el máximo respeto a las
condiciones ambientales.
En este sentido, existe un avanzado desarrollo de tecnologías para la reducción de
emisiones de CO2 a fin de disminuir el efecto invernadero, que produce un calentamiento
de la atmósfera. Por otra parte, se han comenzado a implantar en las estaciones de
servicio, surtidores cuyo objetivo es recuperar los vapores que libera el combustible
(gasolina o gasóleo) cuando se reposta, con lo que se minimiza la emisión de los gases a
la atmósfera.
La industria del petróleo y de sus derivados hace especial hincapié en el cumplimiento de
las normas sobre especificaciones de los productos, las emisiones a la atmósfera y el
control de vertidos líquidos en los centros de producción (refinerías), el almacenamiento y
la venta al público.
Los productos que se comercializan en la UE, por ejemplo las gasolinas, gasóleos o
fuelóleos, están sometidos a una normativa de calidad y a unas especificaciones
determinadas en función del producto, comunes a todos los países. En concreto, en
España se implantó en agosto de 2001 la distribución de la nueva gasolina sin plomo, de
forma que al sustituir este componente tradicional hasta ahora en dicho combustible por
otro, se está garantizando una mejora considerable en el entorno y en la calidad del aire.
Las compañías petroleras se adelantaron al plazo máximo otorgado por la Unión Europea
para retirar la gasolina con plomo y decidieron ofrecer esta gasolina de sustitución antes
del final de dicho plazo (enero de 2002).
La Administración acogió favorablemente la propuesta del sector y estableció las
especificaciones técnicas de la nueva gasolina. De igual forma, en enero de 2003 entró en
vigor la reducción del azufre en los gasóleos y fuelóleos, de acuerdo con las directrices de
la Unión Europea.
Otras medidas adoptadas por las empresas de este sector son la utilización de
tecnologías solares fotovoltaicas (para obtención de energía eléctrica) en muchos de sus
proyectos y la instalación de sistemas en las refinerías que permiten la reutilización de
residuos.
Dichas empresas participan en organismos internacionales cuyo fin es la conservación del
medio ambiente. Así mismo, colaboran en programas de mejora del medio ambiente tales
como reforestaciones.
GANANCIAS MUNDIALES DEL PETRÓLEO
EXXON MOBILE
Es difícil ganarle al año que tuvo Exxon Mobil en 2011. Las acciones subieron un 20% y
las ganancias aumentaron un 35% a 41,100 millones de dólares. Los ingresos crecieron
un 28% a 452,900 mdd, ayudándole a recuperar el primer puesto en la lista Fortune 500.
Exxon ciertamente se ha beneficiado del incremento en los precios del petróleo, en
particular durante el último trimestre de 2011. Pero la empresa también se ha posicionado
para capitalizar la más reciente y controvertida tendencia en la producción de energía
doméstica: el ‘fracking' o fractura hidráulica. Exxon ahora produce aproximadamente la
misma cantidad de gas que de petróleo, gracias a la compra de XTO Energy por 35,000
mdd en el año 2010. Como hace poco dijo a Fortune el CEO Rex Tillerson, ante las
previsiones del aumento considerable en la demanda mundial de energía en las próximas
décadas, el festín del gas de esquisto (shale gas) apenas está comenzando.
Los gigantes petroleros Exxon Mobil Corp y Royal Dutch Shell Plc dijeron que sus
ganancias subieron más de 40% durante el tercer trimestre gracias a precios más altos de
la energía que compensaron bajas de producción.
Los precios del petróleo se han hundido desde sus máximos de mayo, pero siguen por
encima de los de 2010. Las expectativas recientes de que la economía mundial se esté
recuperando han catapultado a los precios del crudo en 20% este mes.
Pero las dos mayores petroleras que cotizan en bolsa del mundo han tenido problemas
para detener una caída en su producción, y el gasto récord de Exxon de 26.700 millones
de dólares para los primeros nueve meses del 2011 todavía no revierte esa tendencia.
La producción de gas y de petróleo de Exxon cayó 4% a 4.28 millones de barriles de
petróleo equivalente por día, lo que no cumplió con las expectativas en Wall Street. La
producción de Shell bajó 2%.
"La producción fue un poco inferior a la que estaban modelando", dijo el analista Pavel
Molchanov, de Raymond James, sobre la producción de Exxon.
"Es un asunto recurrente el que estamos viendo de compañías rivales", añadió.
El hundimiento de los precios del crudo durante el tercer trimestre ayudó tanto a Exxon
como a Shell a impulsar los márgenes de ganancias de sus refinerías y de sus negocios
químicos, en particular en Estados Unidos.
Shell reportó un alza de la ganancia de sus refinerías y negocios químicos de 25%, en
tasa interanual. Exxon, por su parte, vio un salto de 36% en la ganancia de sus refinerías.
Esas ganancias, no obstante, no alcanzan al incremento de beneficio de 54% que Exxon
informó en su división de producción de petróleo y gas y el salto de 58% de la ganancia
de Shell en ese negocio.
Shell, la mayor petrolera de Europa por valor de mercado, dijo que su ganancia neta
sobre la base de costo estructural de suministro, que no considera ítemes extraordinarios
y cargos contables que no sean en efectivo, trepó 42% en el tercer trimestre a 7,000
millones de dólares.
Exxon, la mayor petrolera del mundo que cotiza en bolsa, reportó una subida de un 41 por
ciento de su ganancia a 10,300 millones de dólares.
Exxon Mobil ganó US$41.06 millardos en 2011, un incremento del 35 por ciento con
relación a 2010 (US$30.45 millardos), gracias a los altos precios del petróleo que
compensaron un leve descenso en su producción.
La petrolera más grande de EE.UU. facturó entre enero y diciembre pasado US$486.429
millardos, un alza del 27 por ciento respecto al año previo, cuando ingresó US$383.221
millardos.
“Los resultados fueron sólidos, pese a que la inversión se situó en niveles récord
(US$36.766 millardos) para desarrollar nuevas reservas de energía que serán clave para
satisfacer la demanda mundial”, dijo su presidente, Rex Tillerson.
GAZPROM
El gigante ruso Gazprom por segundo año consecutivo sigue siendo el líder por la cuantía
de las ganancias netas y no solo en el ramo petrogasífero, sino entre todas las compañías
del mundo.
Así lo ha dicho el presidente ejecutivo de la compañía Alexéi Miller. Gazprom tiene
previsto invertir buena parte de los medios obtenidos en la prospección de nuevos
yacimientos y en la construcción de gasoductos.
Durante el último año los ingresos de la compañía se multiplicaron por 2,4 y se cifraron en
casi ochocientos ochenta mil millones de rublos (26 800 millones de dólares). Las
ganancias netas del grupo baten todos los récords históricos –subrayó Alexéi Miller:
—Gazprom ha obtenido en 2011 resultados financieros récords. La entrada anual del
grupo fue de más de 3,5 billones de rublos (más de 106,6 mil millones de dólares), o sea
un 23 % más que en 2010.
Es más, el año pasado Gazprom fue uno de los dos proveedores que consiguieron
incrementar las exportaciones de gas a Europa. El volumen de los suministros ascendió a
ciento cincuenta millardos de metros cúbicos, mientras que la participación en el mercado
fue del 27 %. Por más que los expertos occidentales, particularmente la Agencia
Bloomberg, intenten atemorizar con que la “revolución del gas de esquisto” y el desarrollo
de fuentes alternativas de energía relegarán a Gazprom al último plano del mercado
gasístico mundial, las tendencias reales prueban lo contrario –considera el director del
Instituto de Energía Nacional, Serguei Pravosúdov:
—El coste del gas de esquisto es superior al del gas tradicional. Si el precio del gas
tradicional ronda los veinte dólares, el del gas de esquisto cuesta cerca de ciento
cincuenta dólares. Las fuentes alternativas como el sol y el viento también resultan más
caras que la electricidad que se obtiene a base del gas. La economía mundial no está en
su mejor estado. Por eso no tiene sentido esperar un rápido crecimiento de las fuentes
alternativas. Por lo que toca a EEUU, está claro que ese país extraerá gas de esquisto.
Pero, teniendo en cuenta la actual caída del precio del gas de esquisto a menos de cien
dólares, o sea por debajo del coste de extracción, ésta ya ha empezado a decrecer.
En todo caso, la extracción tan solo en el yacimiento de Bovanenkovsk, en la península
de Yamal, Siberia Occidental, es equiparable a la extracción total de gas de esquisto en
todo el territorio de EEUU. El presidente de Gazprom dijo que las reservas de gas en el
yacimiento de Bovanenkovsk ascienden a casi cinco billones de metros cúbicos. El primer
centenar de pozos estarán operativos en el curso de este año. Gazprom también proyecta
grandes planes en relación a la producción de gas licuado.
Con respecto a los gasoductos de exportación la compañía no tiene problemas. La
segunda línea de Nord Stream, que conducirá el gas ruso a Europa a través del mar
Báltico, entrará en funcionamiento en otoño de este año, o sea antes del plazo fijado,
mientras que ya se han iniciado los suministros comerciales por la primera línea. De modo
que el sistema único de provisión de gas y la red europea de transporte de gas se han
unido directamente por vez primera.
Por lo que importa al proyecto South Stream, que por el lecho del mar Negro unirá Rusia
con los países del centro y este de Europa, se ha firmado el acuerdo de accionistas del
sector marino del gasoducto, se aprobó la fundamentación técnico-económico general y
se obtuvo el permiso para la construcción del gasoducto South Stream a través de la zona
económica exclusiva de Turquía –resumió Alexéi Miller.
Al propio tiempo, las reservas exploradas de gas en Rusia superan en un 40 % el nivel de
extracción. De modo que no existe razón alguna para preocuparse del llenado de las
tuberías viejas y nuevas.
El monopolio gasista ruso Gazprom ocupa el segundo lugar en la lista de las 25 empresas
más importantes de la industria mundial de hidrocarburos, según la revista
estadounidense Forbes.
A la cabeza de la lista, elaborada a partir del volumen diario de producción de
hidrocarburos, se encuentra Saudi Aramco. La empresa saudí genera al día 12,5 millones
de barriles e ingresa más de mil millones de dólares.
A modo de comparación, Gazprom produce 9,7 millones de barriles diarios. Sus
ganancias anuales, según Forbes, superan 40 mil millones de dólares.
Entre las diez primeras empresas del sector global de hidrocarburos figuran también la
Compañía Nacional Iraní del Petróleo, ExxonMobil, PetroChina, BP, Royal Dutch Shell,
Pemex, Chevron y Kuwait Petroleum.
Otras dos compañías petroleras de Rusia, Rosneft y Lukoil, se sitúan respectivamente en
la 15ª y la 18ª posición.
ROYAL DUTCH SHELL
Según revista, petrolera ocupó el primer lugar con más de US$ 484 mil millones en
ingresos y US$ 30,900 millones en ganancias el 2011.
La petrolera Royal Dutch Shell, cuyos ingresos crecieron un 28.1% en el 2011, lidera el
ranking anual de las 500 empresas más grandes del mundo que elabora la revista
Fortune Magazine Global 500.
La compañía con sede en Países Bajos ocupó el primer lugar con más de US$ 484 mil
millones en ingresos y US$ 30,900 millones en ganancias, un incremento de un 53.6%
respecto al 2010.
Según la publicación, Shell continuó teniendo un buen desempeño en los primeros meses
del 2012, y en el primer trimestre del año las ganancias de la compañía crecieron un 11
%.
El segundo puesto de la lista fue ocupado por su rival, Exxon Mobil Corp, con un
incremento de 35% en las ganancias del 2011, haciendo un total de US$ 41 mil millones.
En tanto, el gigante Wal-Mart obtuvo grandes ganancias pero sufrió algunos traspiés en
su natal Estados Unidos, con un descenso de un 4.2% en las ganancias a raíz de
menores ventas y controversias de alto perfil, como las denuncias de soborno en México.
Completan los cinco puestos del ranking, la británica BP y la china Sinopec Group.
Ambas empresas pertenecen al sector energético.
PETROBRAS
La petrolera estatal brasileña Petrobras reportó el martes un descenso de un 16% en su
ganancia del primer trimestre, debido a pérdidas en el área de refinación, así como por
crecientes costos operacionales y de exploración que consumieron el efecto de la mejora
en sus ingresos.
Pese a la caída, las ganancias superaron las estimaciones de analistas.
La ganancia neta consolidada del primer trimestre fue de 9,210 millones de reales (4.610
millones de dólares), comparados con 11.000 millones de reales en el mismo período del
año anterior, dijo Petrobras, con sede en Río de Janeiro, en un comunicado enviado a las
autoridades regulatorias de Brasil.
La estimación promedio de ocho analistas consultados por Reuters era de una ganancia
de 7.830 millones de dólares para la empresa controlada por el Estado, o una caída de un
29 por ciento.
"Los costos subieron con mayores gastos de mantenimiento, arriendos más caros de
barcos y una mayor actividad", dijo el presidente financiero, Almir Barbassa, a periodistas
en una conferencia de prensa en Río de Janeiro convocada para anunciar los resultados.
Las cifras podrían haber sido peores, sostuvo, si no hubiese sido por las crecientes
exportaciones de crudo y la menor diferencia entre el precio del crudo pesado que
predomina en Brasil y el Brent, un referencial del petróleo ligero.
Ambos factores redujeron las pérdidas derivadas de la importación de combustibles.
El Gobierno de Brasil, el accionista mayoritario de la compañía, ha evitado que Petrobras
aumente los precios del combustible durante cerca de cuatro años. La decisión se basó
en preocupaciones de que un aumento de precios produjera inflación y mayores tasas de
interés.
La política contribuyó a una pérdida de 4,600 millones de reales en las operaciones de
refinación y suministro en el trimestre, según el comunicado. Eso equivale a la mitad de
las utilidades de la compañía en el trimestre y es casi 50 veces mayor a la pérdida del año
pasado en refinación y suministro de 94 millones de reales.
Si bien los precios de los combustibles en Brasil han permanecido estables, el crudo ha
subido. El crudo Brent tocó un máximo de 43 meses en marzo a 128,40 dólares por barril
y promedió un aumento de un 12,3% en el trimestre frente al año previo.
En tanto, la creciente demanda de gasolina y diésel en Brasil, unida a la falta de etanol,
obligaron a Petrobras a importar cantidades récord de combustible a precios de mercado,
sólo para venderlo más barato en Brasil.
El precio de la gasolina importada es cerca de un 30% menor al del precio mayorista que
Petrobras, la única refinería del país, cobra a los distribuidores locales, dijo Lucas
Brendler, un analista de compañías de crudo y gas de Geração Futuro en Porto Alegre,
Brasil.
"Petrobras sigue siendo golpeada por una política que la obliga a comprar caro en los
mercados mundiales y vender a pérdida en casa", dijo la semana pasada Brendler, quien
esperaba una ganancia de 7,900 millones de reales.
CHEVRON
Las ganancias de Chevron, la segunda mayor petrolera estadounidense, crecieron el triple
en el segundo trimestre, gracias a un aumento de la producción, mayores precios y
sólidos márgenes de refinación, con lo que superaron las previsiones de Wall Street.
Los resultados se ubicaron en línea con las fuertes ganancias que reportaron días atrás
algunas de las grandes petroleras mundiales como Exxon Mobil Corp y Royal Dutch Shell
Plc .
La utilidad neta de Chevron Corp se disparó a US$5.400 millones, o US$2,70 por acción,
en el segundo trimestre, desde los US$1.750 millones, o US$0,87 por acción, del mismo
período del año pasado.
Los ingresos aumentaron a US$53.000 millones y los analistas esperaban, en promedio,
una ganancia de US$2,44 por acción, según Thomson.
PETROLERA BP
La petrolera BP reportó el martes una caída mayor que la prevista en sus ganancias pese
a un aumento en los precios del crudo debido a que la producción se redujo luego de que
se vió obligada a vender campos para pagar por el derrame de petróleo en el Golfo de
México.
La firma con sede en Londres agregó que continuará su programa de eliminación,
poniendo en venta algunos campos más pequeños en el Golfo de México. Un portavoz
dijo que el grupo no se está retirando de la zona, sino que trata de concentrarse en los
campos más grandes allí.
El segundo mayor grupo petrolero de Europa por valor de mercado dijo que sus utilidades
sin contar cambios en el valor de inventarios -comparables a las ganancias netas- fueron
de 4.930 millones de dólares en el trimestre, en comparación con 5.610 millones de
dólares en el mismo período un año atrás.
BP dijo que la producción de petróleo y gas, excluyendo su emprendimiento conjunto
ruso, TNK-BP, se redujo en un 6 por ciento a 2,45 millones de barriles equivalentes de
petróleo por día.
La compañía dijo que las condiciones difíciles en el negocio del refino llevaron a una
caída en las ganancias en su unidad de venta y distribución.
Excluyendo ítemes extraordinarios como el beneficio por la venta de activos, el resultado
declinó un 13 por ciento, a 4.800 millones de dólares, por debajo de un pronóstico
promedio de 5.100 millones de dólares obtenido en un sondeo de Reuters a nueve
analistas.
PETROLERA PDVSA
CARACAS -- La estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) registró un aumento de 42 por
ciento en su ganancia neta en el 2011, hasta $4,496 millones, informó el martes el
ministro del ramo, Rafael Ramírez, felicitándose de la consolidación de la soberanía
petrolera en el país, reforzada en el 2007.
La empresa obtuvo ingresos totales por $124,754 millones el año pasado, un 31.4 por
ciento más que lo alcanzado en el 2010, cuando llegaron a $94,929 millones, indicó el
ministro y presidente de PDVSA al presentar el informe de gestión de 2011.
“Pocas empresas en América Latina tienen ese nivel de ingresos”, afirmó Ramírez, cuyo
país alberga las mayores reservas de crudo mundiales, con 297,570 millones de barriles.
El aumento de las ganancias se explica por el incremento de los precios del crudo debido
especialmente a las revueltas en países árabes productores en el 2011, cuando la cesta
venezolana cerró en un promedio de $101, un aumento de 39 por ciento respecto al 2010,
indicó el ministro.
El monto de 4.496 millones de dólares corresponde a las ganancias netas una vez
descontadas las contribuciones a los programas sociales del gobierno del presidente
Hugo Chávez, que totalizaron unos $30,000 millones.
“Somos una empresa del Estado, no somos la ExxonMobil, y por lo tanto le corresponde a
la política petrolera contribuir a la lucha contra la pobreza y a la lucha contra el
capitalismo”, aseguró Ramírez.
Desde el 2007, PDVSA es accionista mayoritario en las empresas mixtas que explotan los
recursos energéticos junto a socios extranjeros. A estos les correspondió un beneficio
neto de $1,856 millones en el 2011.
“Se trata de una ganancia bien confortable” para estas empresas, dijo Ramírez,
recordando que éstas perciben actualmente 6 por ciento del ingreso bruto por barril frente
al 94 por ciento que recupera el Estado.
Por este motivo, el ministro emplazó a las empresas extranjeras a reinvertir parte de sus
ganancias “en mantener los niveles de producción en el país”.
Para Ramírez, la reinversión es una “exigencia” que debe ser respetada por todas las
petroleras y su incumplimiento es “el origen” de la expropiación del 51% de Repsol-YPF,
decidida el lunes por el gobierno argentino.
“Es inaceptable que una empresa que tiene derecho de producción esté exportando y
expatriando dividendos sin atender una situación interna” de caída de la producción, dijo
el venezolano, refiriéndose a la filial argentina de la petrolera española.
Venezuela ya pasó “por esos procesos” de recuperación del control de los recursos
energéticos. “Nos ponemos a la orden” del gobierno argentino “con nuestras capacidades
operacionales y político-legales”, agregó Ramírez, reiterando el apoyo de Caracas a la
“decisión soberana” de Buenos Aires.
Recalcó que la participación de Repsol Exploración --filial de Repsol-YPF-- en la empresa
mixta PetroCarabobo se rige por “condiciones muy claras” y desestimó que la
expropiación en Argentina afecte la actividad en Venezuela.
Por otro lado, Ramírez presentó el plan de inversiones para este año, que llegarán a
18.000 millones de dólares, un 12,1% más que en 2010, para subir la producción de
crudo. Actualmente el país produce casi tres millones de barriles diarios (mbd), según
datos oficiales, aunque la OPEP afirma que la oferta total es de 2,3 mbd.
Asimismo, PDVSA “contempla invertir en los próximos años 236.000 millones de dólares”
para elevar la producción a seis mbd en 2019, principalmente en la rica Faja del Orinoco,
un área de 55.314 km2 en el este del país que guarda 220.000 millones de barriles de
crudo pesado y extrapesado.
La deuda total de PDVSA ascendió en 2011 a 34.892 millones de dólares, superior a los
24.950 millones de 2010, detalló el informe. Sin embargo, el ministro explicó que PDVSA
es una empresa “sólida” por lo que puede conseguir financiamiento para su plan de
expansión.
La renta petrolera representa aproximadamente 90% de los ingresos de divisas de
Venezuela, primer productor sudamericano de crudo.
La OPEP certificó en 2011 que Venezuela tiene las mayores reservas mundiales de
petróleo, con 296.500 millones de barriles, por encima de las de Arabia Saudita. En
marzo, las autoridades venezolanas informaron que esas reservas aumentaron a 297.570
millones.
EL PETRÓLEO UN GRAN CONTAMINANTE
EL PETRÓLEO Y EL MEDIO AMBIENTE
El petróleo tiene el problema de ser insoluble en agua y por lo tanto, difícil de limpiar. Además, la combustión de sus derivados produce productos residuales: partículas, CO2, SOx (óxidos de azufre), NOx (óxidos nitrosos), etc.
La contaminación por petróleo se produce por su liberación accidental o intencionada en el ambiente, provocando efectos adversos sobre el hombre o sobre el medio, directa o indirectamente.
La contaminación involucra todas las operaciones relacionadas con la explotación y transporte de hidrocarburos, que conducen inevitablemente al deterioro gradual del ambiente. Afecta en forma directa al suelo, agua, aire, y a la fauna y la flora.
Efectos sobre el suelo: las zonas ocupadas por pozos, baterías, playas de maniobra, piletas de purga, conductos y red caminera comprometen una gran superficie del terreno que resulta degradada.
Esto se debe al desmalezado y alisado del terreno y al desplazamiento y operación de equipos pesados. Por otro lado los derrames de petróleo y los desechos producen una alteración del sustrato original en que se implantan las especies vegetales dejando suelos inutilizables durante años.
Efectos sobre el agua: en las aguas superficiales el vertido de petróleo u otros desechos produce disminución del contenido de oxígeno, aporte de sólidos y de sustancias orgánicas e inorgánicas.
En el caso de las aguas subterráneas, el mayor deterioro se manifiesta en un aumento de la salinidad, por contaminación de las napas con el agua de producción de petróleo de alto contenido salino.
Efectos sobre el aire: por lo general, conjuntamente con el petróleo producido se encuentra gas natural. La captación del gas está determinada por la relación gas/petróleo, si este valor es alto, el gas es captado y si es bajo, es venteado y/o quemado por medio de antorchas.
El gas natural está formado por hidrocarburos livianos y puede contener dióxido de carbono, monóxido de carbono y ácido sulfhídrico. Si el gas producido contiene estos gases, se quema. Si el gas producido es dióxido de carbono, se lo ventea.
Efectos sobre la flora y la fauna: la fijación de las pasturas depende de la presencia de arbustos y matorrales, que son los más afectados por la contaminación con hidrocarburos. A su vez estos matorrales proveen refugio y alimento a la fauna adaptada a ese ambiente. Dentro de la fauna, las aves son las más afectadas, por contacto directo con los cuerpos de agua o vegetación contaminada, o por envenenamiento por ingestión. El efecto sobre las aves puede ser letal.
Si la zona de explotación es costera o mar adentro el derrame de hidrocarburos produce daños irreversibles sobre la fauna marina.
Casi la mitad del petróleo y derivados industriales que se vierten en el mar, son residuos que vuelcan las ciudades costeras. El mar es empleado como un accesible y barato depósito de sustancias contaminantes. Otros derrames se deben a accidentes que sufren los grandes barcos contenedores de petróleo, que por negligencia transportan el combustible en condiciones inadecuadas. De cualquier manera, los derrames de petróleo representan una de las mayores causas de la contaminación oceánica.
En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la fauna y vida del lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir normas y procedimientos estrictos en materia de protección ambiental.
LA HISTORIA DE LA
CONTAMINACIÓN DEL PETROLEO
1967 EL PRIMER GRAN DESASTRE, EL SUPERPETRÓLEO TORREY
CANYON
La primera gran catástrofe de la historia de las mareas negras fue de tal envergadura que
generó una honda preocupación en todo el mundo, a pesar de que la conciencia social
sobre nuestro medio ambiente empezaba a despuntar, y que los movimientos ecologistas
aún no se encontraban en todo su apogeo, ni gozaban del crédito que se le dan en la
actualidad.
(IMAGEN 6) El superpetrolero Torrey Canyon, de 120.000 t.p.m., viajaba el 18 de marzo
de 1967 a 17 nudos de velocidad cuando golpeó contra los arrecifes de Seven Stones, en
el archipiélago de las Scilly, al Suroeste de Cornwall (Inglaterra), el violento impacto rasgó
y abrió seis de sus tanques, además de dejar otros muy maltrechos.
120.000 toneladas de crudo rápidamente fueron derramadas de sus tanques (unos
860.000 barriles) ayudadas por los golpes de mar, generaron en unos pocos días una
inmensa marea negra, que alcanzó las costas y playas de Cornwall, isla de Guernsey y
litoral francés de la Bretaña, principalmente en la comarca de Treguier. Las bahías y
ensenadas de Cornwall quedaron sumergidas en una negra, espesa, y letal sustancia que
destruyó todo a su paso. Mas de 200.000 aves murieron y la industria de la pesca quedó
completamente arruinada. Nunca antes se había enfrentado la humanidad a un accidente
de este nivel y características.
Las fuerzas armadas se dispusieron a combatir el desastre, mientras las autoridades
locales, con un ejército de civiles, luchaban sin descanso intentando salvar playas y
costas. La mancha de crudo cubría una superficie aproximada de unos 70 kilómetros de
largo por 40 de ancho. En un intento por atajar semejante vertido, se realizaron todo tipo
de trabajos, aunque de forma improvisada y arbitraria. La falta de experiencia en este tipo
de accidentes produjo consecuencias peores que las que se pretendían evitar, al
procederse a la dispersión de ingentes cantidades de detergentes (15.000 toneladas), que
se sumaron al derrame causando una contaminación de considerables proporciones, que
afectaron gravemente a la flora y fauna de la zona. La autoridades, conscientes del
enorme desastre que estaban viviendo, y a la vista de las inmensas proporciones de la
marea negra, que terminaría llevando a la miseria todo lo que tocase, tomaron la decisión
de bombardear el crudo y el buque para que ardieran.
Durante tres días seguidos, ocho aviones dejaron caer 1.000 bombas, 44.000 litros de
queroseno, 12.000 litros de napalm y 16 misiles. Una columna de humo negro y espeso
que ocultaba el sol completamente, podía ser divisada desde cualquier punto como si se
perdiera en el confín de la Tierra, en un espectáculo sobrecogedor. Finalmente, el viernes
21 de abril de 1967 el Torrey Canyon desapareció de la vista, pero las gravísimas
consecuencias del accidente se mantendrían vigentes durante mucho tiempo. El nombre
de Torrey Canyon permanecerá siempre en la historia de las mareas negras como un
símbolo de devastación.
1969.- LOS PRIMEROS VERTIDOS DE POZOS
El 28 de enero , sólo dos años después de la catástrofe del Torrey Canyon, se volvió a
repetir otra catástrofe de características similares, esta vez sobre las costas de California.
Un pozo offshore que trabajaba frente a las playas norteamericanas, derramó una
considerable cantidad de crudo que contaminó una extensa zona del canal de Santa
Bárbara. A pesar de la conmoción en la opinión mundial, particularmente en la
norteamericana, sólo cuatro meses después del accidente el pozo entraba de nuevo en
servicio.
Según el Tanker Advisory Center de Nueva York, en un corto periodo de 5 años
solamente (entre 1969 y 1973), se perdieron en todo el mundo 82 petroleros, con un total
de 3.299.000 t.p.m., derramando en conjunto unas 719.000 tn. de petróleo. Hasta finales
de 1974 se habían contabilizado en todo el mundo, alrededor de quinientos accidentes
con pérdidas de crudo.
El 11 de febrero, el petrolero con 14 años "Julius Schindler", por causas desconocidas
vertía al mar 92.087 tn. de crudo en el puerto de Punta Delgada, Azores, según
Intertanko, otras fuentes señalan que la cantidad derramada fue de 9.000 tn. (IMAGEN 7)
1970.- EMPIEZAN LOS HUNDIMIENTOS
El 4 de febrero, el petrolero liberiano "Arrow" de 97.000 tn. cargado con fuel tipo C,
encalla en medio de una tempestad sobre Roca de Cerberus en Bahía Chedabucto, Nova
Escocia (Canadá), el día 8 se parte por la mitad, a la altura del tanque nº5, y el día 12 se
hunde la popa. Resultado 13.000 tn. vertidas y 300 km. de costa contaminados. IMAGEN
8
El 5 de mayo, embarrancó y se incendió próximo a las islas Cíes (Vigo - NO (noroeste)
de España) el "Polycommander", de 50.380 tn., 230m. de eslora, 95,5 de manga y 12 de
calado, con un cargamento de 49.414 tn. de petróleo de la variedad "Light Arabian",
vertiéndose unas 13.000 tn. (otros informes hablan de 400.000 barriles) de crudo que
afectaron a las localidades de Baiona y Panxón. En la maniobra de salida de la Ría de
Vigo los bajos de la zona de Monteagudo le causan un gran boquete a babor, se incendia
y vierte parte de su carga, durante los días siguientes se trasvasa el crudo restante.
IMAGEN 9
El 9 de agosto, embarrancaba en el estrecho de Magallanes el Metula, de 206.700 tn.,
325 m. de eslora, 47 m. de manga y 19 m. de calado. La carga era de 193.472tn.
perdiéndose 53.000 tn. de petróleo y arruinando 150 km. de costa chilena. En la maniobra
nocturna de aproximación al canal de entrada y por un error en las cartas, el Metula
queda encallado con 80 metros de su proa en el Banco Satélite, a la espera de la pleamar
para intentar desencallar, el día 11 entre la corriente y el viento el buque vira y se inunda
su sala de máquinas. El 29 de agosto el Harvellaun pequeño tanque de 20.000tn logra
aproximarse y comenzar la extración del crudo de su interior, ya se habían derramado
40.000tn., en esta acción y tras cuatro viajes logra recuperar 50.000 tn. El día 25 los
remolcadores logran mover al Metula y llevarlo a lugar seguro donde se continuó con el
trasvase. IMAGEN 10
El 23 de octubre, navegando por el Canal de la Mancha y para evitar un abordaje, el
petrolero"Allegro" colisiona con el petrolero liberiano "Pacific Glory" de 43.000tn. ,
rápidamente se incendia y comienza a hundirse, los servicios de salvamento consiguen
llevar a la costa y frenar el incendio. El balance final 13 tripulantes muertos y una gran
marea negra. IMAGEN 11
1980
El 23 defebrero, el petrolero griego "Irenes Serenade" tras sufrir una explosión se hunde
provocando un vertido de 102.000 tn. de crudo a la bahía de Navarin, Grecia.
El 7 de marzo, el petrolero malayo "Tanio" con 26.000 tn. de petróleo tipo 2, se parte en
dos en medio de un fuerte temporal próximo a la isla de Batz (Finisterre francés),
derramando unas 6.000 tn. Una rápida intervención consigue remolcar una de las partes
hasta el puerto de Le Havre donde es vaciado. IMAGEN 12
1983
El 5 agosto, el naufragio del superpetrolero español "Castillo de Bellver" con 252.000
toneladas de crudo ligero frente al cabo de Buena Esperanza, en la costa sudafricana,
provocó el vertido al mar de 50 ó 60.000 tn. La corrosión del petrolero español Castillo de
Bellver, que naufragó en 1983, provocó un nuevo escape en el buque el 25 junio 1994,
once años después, el pecio aún contenía más de 100.000 tn. de crudo en su interior.
IMAGEN 13
1985
El 06 dediciembre, el petrolero "Nova" provoca un vertido de 68.300 tn. de crudo en el
Golfo Pérsico, a 20 millas de Irán. IMAGEN 14
1989
El 24 de marzo , el petrolero "Exxon Valdez" derramó más de 40 millones de litros de
crudo (entre 40 y 50.000 tn.) en Prince William Sound, Alaska, afectando a una de las
más importantes reservas ecológicas norteamericanas. En una sola semana generó una
marea negra de 6.700 km2, poniendo en peligro la fauna silvestre y las pesquerías de la
zona. Este desastre es considerado uno de los más grandes en la historia de las mareas
negras.
Alaska vivió la peor tragedia ecológica de su historia al encallar el petrolero y verter
millones de litros de crudo sobre más de 2.000 kilómetros de costa.
El vertido condujo a la aprobación de nueva legislación medioambiental en los Estados
Unidos de América (Oil Pollution Act 1990).
El 28 de junio, el petrolero de bandera maltesa "Puppy" choca contra otro navío a 1.350
millas de Bombay (India). Se derraman 40.000 toneladas.
El 19 de diciembre, el "Khark 5" de bandera iraní con 185.000 tn. de crudo pesado
explota a 400 km de las islas Canarias y vierte casi 80.000 toneladas de crudo al Atlántico
y a las costas marroquíes, las características de este tipo de crudo con aproximadamente
1 /3 de productos aromáticos volátiles ayudan a su dispersión en el océano.
El 29 de diciembre, el superpetrolero español "Aragón" cargado con 235.000 tn. de crudo
maya mexicano, sufre una serie de averias en el sistema de propulsión debidas al mal
tiempo, cerca del archipiélago de Madeira, y tres días después aparecen unas grietas en
su casco a la altura del tanque nº1, que son taponadas por sumarinistas, vierte 25.000 tn.
y es remolcado al puerto de Tenerife. A las tres semanas comienzan a llegar las manchas
de crudo a las costas del archipiélago.
MEDIDAS ERIKA 1 Y 2
Paquete de medidas Erika I
A raíz del accidente del buque tanque Erika el 12 de diciembre de 1999, a finales del mes
de febrero del
año 20002, la Dirección General de Transportes y Energía de la Comisión Europea, hizo
público un
primer documento de trabajo que contenía tres propuestas normativas referidas a los
procedimientos de
inspección y a las normas de seguridad, aplicables de forma muy especial a los buques
petroleros.
Las citadas propuestas se centraron en:
1. Modificación de la Directiva 95/21 sobre Port State Control (PSC)
El objetivo propuesto por la Comisión, pretende mejorar los procedimientos de inspección
con el fin de
asegurar que:
Se inspeccionan preferentemente los buques con índice de selección (target index,
TI) más
elevados, haciendo obligatorio inspeccionar a todos los buques con TI>50.
Se realiza un seguimiento del desarrollo de las inspecciones y no sólo de sus
resultados.
Aumenta la transparencia de la información sobre deficiencias encontradas y se
identifica a los
fletadores de los buques detenidos.
Se aplica de manera uniforme en todo el ámbito de la UE el procedimiento
denominado
"inspección ampliada" previsto en la citada Directiva.
Se refuerzan las inspecciones a petroleros, y en particular a su estructura.
2. Modificación de la Directiva 94/57 sobre Sociedades de Clasificación reconocidas.
La Comisión proponía principalmente, endurecer las condiciones para el reconocimiento y
facilitar la
suspensión o retirada del mismo y que los Estados miembros realicen evaluaciones del
grado de
cumplimiento, por parte de las Sociedades de Clasificación que hayan autorizado, de sus
obligaciones.
3. Propuesta de Reglamento sobre aceleración de la entrada en vigor de la obligatoriedad
del doble casco
para buques tanque que escalen en puertos de la UE.
De hecho, tras el accidente del petrolero Exxon Valdez en aguas de Alaska y la entonces
muy criticada
iniciativa unilateral estadounidense de la OPA-903, la OMI4 introdujo, mediante las reglas
13F y 13G del
Convenio MARPOL5, un proceso de exigencia gradual de doble casco para los buques-
tanque, en función
de su año de construcción, tamaño y disposición general.
Conforme a dichas normas, los buques-tanque pre-MARPOL (sin tanques de lastre
segregado) podrían en
principio navegar hasta los 25 años o, en algunos casos, hasta cumplir los 30 años,
edades que, contadas a
partir de 1982 nos trasladan hasta el año 2007 o incluso el 2012 en algunos casos.
Además los buques tanque
de casco sencillo que dispongan de tanques de lastre segregado y que cumplan con el
convenio MARPOL podrían navegar hasta el año 2026.
La reglamentación norteamericana (OPA-90), es más dura que los criterios MARPOL y,
entre otros
aspectos, impone obligatoriamente el doble casco a partir de la fecha final de 2010 a los
petroleros de
casco sencillo de más de 5.000 TRB6 (sea cual fuere su edad) fecha que se prolonga
hasta el 2015 en el
caso de que dispongan de doble costado o doble fondo.
La Comisión Europea no considera aceptable que a consecuencia de la mayor rigidez de
la legislación
norteamericana, se produzca un traslado del escenario de operaciones a Europa, de
todos esos buques que
tienen prohibido recalar en los EE.UU; y por esta razón propone imponer en la Unión
Europea unas
normas que resultan ser incluso más rigurosas en algunos aspectos, que la propia OPA-
90.
Por ejemplo, se aplicarían a todos los buques-tanque de más de 600 tpm7 (mientras que
la OPA-90 sólo se
aplica a los de más de 5.000 TRB, que vienen a suponer unas 10.000 tpm, y las actuales
reglas 13F y 13G
del Convenio MARPOL a petroleros de crudo de más de 20.000 tpm y a los de producto
de más de
30.000 tpm).
La prohibición se escalaría según la siguiente relación:
- Para los buques pre-MARPOL, cuando cumplan 23 años o el 1.1.2005. En el caso de
buques entre 600 y
20.000/30.000 tpm, 25 años o el 1.1.2015.
- Para los buques post-MARPOL, cuando cumplan 28 años o el 1.1.2010. En el caso de
buques entre 600
y 20.000/30.000 tpm, 30 años o el 1.1.2015.
Centrándonos en la tercera propuesta, nos encontramos con que la Comisión Europea
sólo se refiere
naturalmente a los buques de pabellón de la UE y a los que escalen en puertos
Comunitarios, porque no
dispone de ulterior capacidad para legislar fuera de su territorio. De modo que no se
evitaría el tránsito de
buques no comunitarios en zonas muy próximas a la UE, y de alta intensidad de tráfico,
como son los
dispositivos de separación de tráfico de Finisterre o del estrecho de Gibraltar.
El contenido cuantitativo de las medidas propuestas (fechas y tonelajes de buques) es
aún más exigente
que la OPA-90 de los EE.UU., además el límite inferior de 600 tpm es excesivamente
bajo. MARPOL
sólo se refiere a petroleros de crudo o productos negros a partir de 20.000 y petroleros de
productos
limpios de más de 30.000 tpm. Hay muchos buques de gran porte, no sólo petroleros, sino
de otros tipos,
que transportan mucho más de 600 toneladas de fuel oil como combustible.
Debe de tenerse en cuenta que, dentro de las normas de la OPA, los petroleros
dedicados al tráfico de
cabotaje entre puertos estadounidenses (reservados a buques nacionales por la Jones
Act), por ser en su mayoría de menos de 5.000 GT, podrán mantenerse en operación
hasta el año 2015 cualquiera que sea su
edad. Los datos de Intertanko8 demuestran que esta flota es de una edad media muy
avanzada y, desde
luego, en su inmensa mayoría no es de doble casco.
Asimismo y con la intención de presentar el documento a la sociedad y a los actores de la
industria
marítima, se convocaron dos reuniones, la primera el 1 de marzo con representantes de
las asociaciones
sectoriales y la segunda, el 2 de marzo con representantes de los gobiernos de los
Estados miembros de la
UE.
De las tres propuestas principales del paquete de medidas “Erika 1”, las dos primeras
fueron acogidas
favorablemente, mientras que la tercera fue objeto de fuertes críticas. No obstante, la
Comisaria de
Palacio decidió seguir adelante sin introducir modificaciones substanciales en sus
propuestas que, junto
con una Comunicación introductoria, fueron adoptadas por el Colegio de Comisarios el 21
de marzo del
año 2000 y sometidas al Parlamento y al Consejo.
Desafortunadamente la propuesta de la Comisión, se aplicará a los buques de pabellón
de la UE y a los
que escalen en puertos de la comunidad, y en consecuencia no evitará el tránsito ni los
posibles accidentes
de buques no comunitarios en aguas de la UE.
De hecho, la disposición del doble casco en los buques tanque, no es la solución para
prevenir todos los
accidentes marítimos, aunque supone una protección en caso de colisiones o varadas, de
menor
intensidad. Por otra parte, se complicarán las tareas de mantenimiento del buque,
comprometiendo la
propia estabilidad en determinadas condiciones de carga.
Paquete de medidas Erika II
De contenido más práctico, el paquete de medidas Erika II,9 se propuso el 6 de diciembre
del año 2000
por parte de la Comisión Europea para complementar las propuestas legislativas del
anterior paquete; en
el que se prevé el establecimiento de un sistema de información y control sobre tráfico
marítimo, la
instauración de un fondo de compensación de daños por contaminación por hidrocarburos
y la creación de
la Agencia Europea de la Seguridad Marítima, siendo aprobada su reglamentación el
pasado mes de
agosto, para ser operativa durante este año 2003.
El segundo conjunto de medidas comunitarias en materia de seguridad, presenta
claramente una tendencia
a la aceleración de los objetivos que en otros foros están aún en debate y en muchos
casos bloqueados,
como es el caso en la OMI del ámbito de aplicación y fechas de implantación de las cajas
negras para los
buques. Insistiendo en el hecho de que en la cumbre de Niza de los días 7, 8 y 9 de
Diciembre del año
2000, los estados miembro se comprometieron a adoptar las medidas aprobadas por los
quince en todos
aquellos aspectos en los que no se exigiera una aprobación internacional.
La primera medida para mejorar la seguridad del tráfico marítimo y la prevención de la
contaminación, se
articula alrededor de la directiva 2002/59/EC10 que propone el establecimiento de un
sistema de
notificación, para mejorar el control del tráfico de recalada o en tránsito; reforzando la
capacidad de
intervención legal de los estados miembros ribereños para actuar, en caso de prever la
posibilidad de un
accidente o contaminación. Esta medida contemplaría la instauración de un sistema de
control
comunitario del tráfico de buques conocido como “SafeSeaNet” que incluye un banco de
datos y una red
de intercambio de información entre los estados miembro, que entraría en vigor en febrero
del 2004,
exigiendo a los buques que entren en aguas Europeas, equipen dispositivos que permitan
su identificación
automática ante las autoridades costeras (quienes podrán comprobar su “historial” y
conocer con
antelación su riesgo potencial), y un equipo respondedor radar o AIS que proporcionaría
los datos del
buque en tiempo real a las autoridades costeras, posibilitando un estrecho control del
tráfico marítimo en
aguas Europeas.
Entrando en detalle, la citada medida contempla las siguientes acciones:
El refuerzo de la obligación por parte de los buques, de identificarse y de notificar
su posición en
el momento en que entran en aguas Europeas; de forma que todo buque que se dirija a
un puerto
europeo, debe de notificar su llegada con 48 horas de antelación, o lo antes posible en
cuanto
conozca su destino. Además se formaliza la obligación de participar en los sistemas de
identificación y de usar los dispositivos de separación de tráfico, allí donde estén
establecidos.
En aguas Europeas, se hace obligatorio el uso de sistemas de identificación
(transponders) y de
cajas negras (Voyage data recorders o VDR’s), haciendo dichos equipos obligatorios para
los
buques que en función de la nueva regla 20 del capítulo V del SOLAS aprobada el pasado
mes de
julio, no lo son. Dichos sistemas de identificación automática se instalarán en los buques
en
función del siguiente calendario:
Todos los buques de más de 300 gt, y los de pasaje de cualquier porte,
construidos a
partir del 1.7.2002.
Los buques construidos con anterioridad al 1.7.2002:
- Buques de pasaje y buques tanque, antes del 1.7.2003
- Otros buques de >50.000 gt, antes del 1.7.2004
- Otros buques entre 10.000 y 50.000 gt, antes del 1.7.2005
- Otros buques entre 3.000 y 10.000 gt, antes del 1.7.2006
- Otros buques entre 300 y 3.000 gt, antes del 1.7.2007
En cuanto a las cajas negras o VDR, deberán disponer de ellas, de conformidad
con las normas de funcionamiento establecidas en la resolución A861(20) de la OMI y la
norma 61996 de la CEI:11
- Todos los buques de pasaje no cubiertos por la Directiva 1999/35/CE construidos a partir
del 1.7.2002.
- Todos los buques que no sean de pasaje y de un arqueo superior a 3.000 gt construidos
a
partir del 1.7.2002.
- Los buques de pasaje no cubiertos por la Directiva 1999/35/CE, construidos con
anterioridad al 1.7.2002, antes del 1.1.2004. Los buques de carga de más 20,000 gt antes
del 1.1.2007.
- Los buques de carga entre 3000 y 20.000 gt, antes del 1.1.2008.
El refuerzo de los procedimientos relativos a la transmisión y explotación de datos
sobre
mercancías peligrosas, especialmente mediante EDI12, utilizando el formato EDIFACT
contemplado en el Anexo IV de la directiva COM(2001) 592 final, como medio para
facilitar la
comunicación entre las diferentes administraciones implicadas y en el caso de compañías
dedicadas al tráfico regular; éstas podrían recibir un trato más flexible y simplificado, en el
que
bastaría que las mismas tuvieran la información “a disposición” ara el caso en el que la
Administración la solicitara.
Un seguimiento más estricto de los buques que presentaran un riesgo
especialmente importante,
para la seguridad marítima y el medio ambiente. Siendo considerados como buques con
un riesgo
particularmente importante:
- Los buques que hayan sufrido un accidente o incidente en la mar
- Los buques que hayan infringido las obligaciones de notificación previstas en esta
Directiva, o en los dispositivos de separación de tráfico.
- Los buques de los que se presuma, hayan realizado voluntariamente vertidos de
hidrocarburos.
- Los buques a los que se les haya negado el acceso a los puertos de la UE, según Anexo
1-
1 de la directiva 95/21/CE.
Los centros de control costeros, transmitirán recíproca y regularmente, la información
relativa a
estos barcos y la de sus derrotas, vigilando cualquier posible infracción de las normas de
tráfico
marítimo. En el supuesto en el que los barcos sufran un accidente o un incidente, que
pueda
poner en peligro la seguridad del propio buque,, de la navegación en general o del medio
ambiente; deberán notificarlo de inmediato a las autoridades costeras , debiendo estas
adoptar
medidas entre las que se incluyen entre otras:
La restricción de los movimientos del buque o la imposición de una derrota
determinada.
Envío a bordo de un equipo para evaluar el riesgo y asistir al Capitán.
Obligar a l Capitán a tomar refugio en un puerto determinado
Imponer el practicaje o remolque del buque.
La posibilidad de que a los buques de pasaje y los que transportan mercancías
peligrosas, se les
prohíba la salida de los puertos de la UE, cuando las previsiones meteorológicas prevén
condiciones de fuerza Beaufort 10 o superior. Dicha prohibición podrá levantarse en el
caso de
que “...se haya establecido que dichos buques puedan abandonar el puerto sin riesgo
para el
medio ambiente, la seguridad marítima y la de los pasajeros”. Además dispone el
desarrollo de
bases de datos y puesta en red de los centros encargados de gestionar las informaciones
recogidas
en virtud de esta Directiva.
La segunda medida pretende modificar el régimen de responsabilidad y compensación de
los daños por
contaminación. Si actualmente existen dos convenios internacionales, que establecen
reglas detalladas de
responsabilidad y de compensación de los daños al medio ambiente y contaminación
marina, producidos
por buques tanque; siendo los constituidos por los convenios CLC (Civil Liability
Convention, 1991) y el
IOPC (International Fund for Compensation for Oil Pollution Damage, 1971-72).
La propuesta de la comisión se dirige a complementar el actual régimen de dos niveles,
creando un fondo
complementario Europeo, denominado COPE (Fund for the Compensation of Pollution in
Europe), para
resarcir a los contaminados en aguas europeas y cuyas reclamaciones, habiendo sido
consideradas justas,
no hayan podido ser compensadas en su totalidad por los fondos internacionales, dado el
límite existente.
Dicho fondo funcionaría como los ya existentes, pro estableciendo un techo que
supondría una
compensación total efectiva en caso de accidente y a pagar por los CLC, IOPC y COPE,
de cómo máximo
1.000 millones de Euros por incidente. El fondo COPE se financiaría con aportaciones de
las empresas
Europeas que reciban anualmente más de 150.000 tm de crudo de petróleo o fuel oil) con
contribuciones
proporcionales al volumen de su actividad (toneladas importadas en el año de que se
trate).
Las citadas aportaciones se reclamarían sólo cuando ocurriese un incidente que exigiera
la puesta en
funcionamiento del COPE, siendo la cantidad recaudada, determinada por la Comisión
Europea
La tercera y última medida supone el inicio de la reglamentación que establece la Agencia
Europea de
seguridad marítima (EMSA),13 que permitirá a la Unión Europea, controlar el correcto
cumplimiento de la
legislación comunitaria en materia de seguridad marítima. Basada jurídicamente en el Art.
80.2 del
Tratado de la UE, que prevé el establecimiento de una política comunitaria de transportes,
y en la que se
incluye la mejora de la seguridad marítima, se inspira en la Agencia Europea de
Seguridad Aérea. La
Comisión Europea justifica su creación como ente que dé apoyo técnico a la Comisión y a
los Estados
miembros en la aplicación de las normas en materia de seguridad marítima y en la
evaluación de su
eficacia, gestionando una base de datos relativa a la seguridad marítima, auditando a las
sociedades de
clasificación y organizando inspecciones en los estados miembros en concepto de control
del estado
rector del puerto.
La Comisión Europea prevé también que en los próximos años se promulgue un "cuerpo
normativo"
importante sobre seguridad marítima, derivado de sus dos bloques de propuestas, ya que
se calcula que el
número de buques "en riesgo" a controlar pasará de unos 700 en 1999 a unos 5000
cuando estas
propuestas estén en vigor.
El proceso de selección de sus 15 miembros representativos de los quince, y en concreto
el de su director
ejecutivo se ha completado el día 29 de enero, siendo designado para el cargo Willem de
Ruiter y en
mandato de tres años al británico Brian Wadsworth como Presidente y al francés Francis
André Vallat
como vicepresidente. Su primera reunión como director se ha celebrado a final del mes de
enero para
discutir el tema de los puertos de refugio para buques en peligro (punto que la IMO quiere
discutir en la
agenda de la sesión de mayo-Junio próximos).
Concretamente la agencia se responsabilizará de prestar:
Apoyo técnico a la Comisión Europea, en el mantenimiento al día y la preparación
de propuestas
de enmiendas a la normativa comunitaria, especialmente a la vista de la evolución de la
normativa internacional.
Apoyo a los Estados miembros en la puesta en práctica "convergente" de la
normativa
comunitaria e internacional, en particular: organizando acciones formativas, controlando el
funcionamiento global de las inspecciones del Port State Control y la forma en que se
realizan
sus inspecciones por parte de los diferentes Estados miembros, realizando sugerencias a
la
Comisión al respecto cuando sea oportuno.
Evaluación y auditoría de las Sociedades de Clasificación.
Recogida de información y explotación de bases de datos sobre seguridad
marítima que
permitan, entre otras cosas, elaborar y mantener actualizada una "lista negra" de buques
subestándar.
Tareas relativas a vigilancia de la navegación y gestión de información de tráfico
marítimo,
facilitando la cooperación entre los Estados miembros y la Comisión en este campo.
Diseñar, con la Comisión y los Estados Miembros, una metodología común para la
investigación
de los accidentes marítimos y participación en la misma.
Gerencia del Fondo COPE.
Apoyo a los Estados candidatos a la adhesión a la UE, con vistas a evaluar la
forma en que sus
Administraciones marítimas deberán cumplir sus obligaciones como Estados de bandera y
como
Estados del puerto.
Ejecución de proyectos de I+D en el terreno del transporte marítimo, por
delegación de la
Comisión.
Organización de acciones formativas.
Otras que le sean encomendadas por la Comisión.
La Comisión estima el personal necesario en la Agencia de unas 55 personas, siendo los
gastos anuales
necesarios para su pleno funcionamiento, estimados en 7.600.000 Euros. La Agencia se
financiaría
principalmente a través de un subsidio de la Comisión Europea, no obstante, también
percibiría ingresos
procedentes de servicios que pueda prestar como la venta de publicaciones; debiendo los
Estados
miembros de la Unión prestar toda colaboración posible a los funcionarios de esta
Agencia como al
facilitarles el acceso a información o instalaciones.
Reacción de la Comisión Europea, tras el naufragio del Prestige
El día 3 de diciembre del 2002, la Comisión Europea adopta una Comunicación sobre el
refuerzo de la
seguridad marítima tras el accidente del petrolero Prestige, cuyos puntos principales son
los siguientes.
El petrolero Prestige hundiéndose (19/11/2002)
Por parte de la propia Comisión:
La publicación de una lista negra de buques subestándar tras las enmiendas
hechas a la directiva
95/21/EC sobre el Port State Control,17 en la que se pretende vetar la entrada de buques
que hayan
sido repetidamente detenidos en los últimos 2 ó 3 años y que figuren en una lista negra de
banderas que superen en conjunto un número de detenciones estipulado. Dichos buques
hubieran
sido vetados a entrar en puertos Europeos, de haber estado vigentes las nuevas
disposiciones
comunitarias.
Se promueve la creación de la red telemática comunitaria SafeSeaNet, de
seguimiento del tráfico
marítimo, en aplicación de las medidas del paquete Erika II. La UE parte de un bagaje
técnico y
metodológico en materia de seguridad marítima, financiado por sus Programas Marco de
ayuda a
la investigación, cuyos últimos exponentes son visibles en proyectos como el OILWATCH,
ISOLE, THEMES, NAUPLIOS o la propuesta IMBBOS.
Anticipa en seis meses la puesta en funcionamiento de la mencionada EMSA.
Además de presentar el pasado 20 de diciembre de 2002, al Parlamento y al consejo,
Europeos una
propuesta de Reglamento al efecto de:
Acortar el calendario de retirada de los petroleros de casco sencillo, ya adoptado
en la primera
propuesta Erika I.
- Petroleros pre-MARPOL, reduciendo su plazo de explotación del año 2007 al 2005, con
un máximo de 23 años de antigüedad.
- Petroleros MARPOL, reduciendo su plazo de explotación del año 2015 al 2010 (como la
OPA’90), con un máximo de 28 años de antigüedad, volviendo a las disposiciones más
severas del reglamento CE nº 417/2002.
- En el caso de petroleros cuyo peso muerto es inferior a 20.000 toneladas de crudo o
30.000 toneladas de producto se propone el limite de antigüedad de 28 años. Como en el
caso de los petroleros de la categoría anterior.
Prohibir el transporte de hidrocarburos pesados en petroleros de casco sencillo,
hacia o desde
puertos de la UE.
Solicitando la revisión de su texto, para que pueda adoptarse en el Consejo de
transportes de la UE del 27de Marzo de 2003.
Paralelamente, la Comisión Europea ha iniciado conversaciones con representantes de la
industria del
petróleo para la celebración de acuerdos voluntarios con el objeto de reducir el transporte
de fuel pesado
en petroleros de casco sencillo y a la vez, para que los últimos no fleten petroleros de
casco sencillo con
edades superiores a los 23 años.
La Comisión espera que, por parte de los estados miembros:
Se dediquen suficientes recursos para controlar los buques en puerto, en
aplicación de las
medidas incluidas en el paquete Erika I, con la intención de que se pueda inspeccionar
hasta un
25% de los buques atracados o fondeados en puerto.
Se promueva la rápida creación del fondo FIPOL, mencionado.
En el escenario internacional, y en el seno de la OMI, se abogue por la aprobación de
fuertes medidas de seguridad en el contexto del transporte marítimo internacional y de un
replanteamiento del derecho
Internacional, frente a los riesgo crecientes asociados a la navegación de buques en mal
estado y que a
veces transportan sustancias muy contaminantes, en defensa de los interesas legítimos
de los Estados
costeros.
La promoción del papel de la UE como miembro de pleno derecho de la OMI, de forma
que con la nueva
ampliación a 25 miembros; el rol de Europa en esta organización sea más decisivo
Proponiendo una aplicación más amplia y temprana de las normas de inspección
reforzadas para los
petroleros de casco sencillo que aún no hayan alcanzado el límite de antigüedad. De
modo que todo los
petroleros, incluidos los más pequeños descartados inicialmente, se sometan al régimen
de evaluación del
estado de los buques o Condition Asessment Scheme – CAS,20 a partir de una
antigüedad de 15 años.
Tras los sucesos del Baltic Carrier en abril, el Jolly Rubino en Sudáfrica y finalmente el
Prestige,
finalmente los mecanismos legales en materia de seguridad marítima se imponen a
ciertos lobbies.
EL FIN DE LA ERA DEL PETRÓLEO Y
LA ECONOMÍA DEPENDIENTE DE
ELLA
LA INFLUENCIA DEL PETRÓLEO EN LA ECONOMÍA MUNDIAL: URGEN
ALTERNATIVAS MÁS RENTABLES Y NO CONTAMINANTES
Conviene promover energías que puedan ser producidas por todos los países para así
eliminar monopolios
El combustible que emplean coches, aviones o camiones para desplazarse; el gasóleo
que alimenta la calefacción; el asfalto que cubre carreteras, autovías y autopistas; los
plásticos empleados para la fabricación de ordenadores, juguetes, electrodomésticos,
envases, etc. Estos son sólo algunos de los productos que se obtienen directa o
indirectamente del petróleo, y tal variedad de usos hacen que, hoy por hoy, vivir sin el oro
negro sea una quimera.
Del petróleo se dice que es el recurso energético más importante en la historia de la
humanidad; un recurso natural no renovable que aporta la mayor parte, un 40%, del total
de la energía que se consume en el mundo. Según datos de la Corporación de Reservas
Estratégicas de productos petrolíferos (CORES), sólo en nuestro país el consumo de
productos petrolíferos en 2001 fue de 68'9 millones de toneladas, con un incremento de
2'6 millones de toneladas, un 4%, respecto a 2000.
El petróleo se consume de forma mayoritaria en los países donde no se produce. Entre
Estados Unidos y Europa occidental absorben casi la mitad del consumo petrolífero
mundial. Sin embargo, los países del Golfo Pérsico, que sólo representan el 4'5% del
consumo mundial, son los mayores emisores, con el 26% de la producción. Así las cosas,
los países occidentales dependen de la importación, y se ven obligatoriamente sometidos
a los precios que imponga un mercado oscilante e imprevisible, cuyas variaciones pueden
tener graves y encadenadas consecuencias en la economía mundial: caída del consumo,
aumento de la inflación, incremento de los tipos de interés...
Muchos sectores económicos, e incluso de la cesta de la compra, se ven afectados por
los vaivenes del precio del petróleo
Ante este panorama los países dependientes han comenzado a buscar alternativas al
petróleo, centrando sus esfuerzos en la obtención de energías baratas y no
contaminantes que puedan ser producidas por todos los países para así eliminar
monopolios. Un posible sustituto del petróleo como combustible es el hidrógeno, pero su
proceso de obtención resulta todavía demasiado caro, y se presume que han de pasar
varias décadas para que destrone al rey negro de su trono.
Un mercado muy sensible e influyente
La demanda mundial de petróleo ascendió en 2001 a 76 millones de barriles por día, y se
prevé que antes de 2030 su consumo aumente un 60%, lo que permite comprender la
gran dependencia que la economía mundial tiene del oro negro. Cualquier variación en el
precio del crudo - se trata de uno de los sectores más volátiles e imprevisibles de la
economía mundial- ejerce un efecto dominó sobre el resto de la cadena económica,
provocando una caída del consumo y un aumento de la inflación.
Aparte de los efectos que el aumento del precio del petróleo tiene sobre su demanda, lo
más alarmante es el impacto del precio de los energéticos sobre el índice de precios al
consumo (IPC), uno de los indicadores más vigilados por los bancos centrales de los
países desarrollados. En la medida en que el alza de los precios del petróleo se refleje en
un aumento generalizado de los precios, así será la reacción de los bancos centrales
elevando las tasas de interés, lo cual terminará frenando la expansión económica.
Si el precio del barril de petróleo sube, aumenta el precio de los carburantes, de los
gasóleos de calefacción e industriales (transporte, agricultura, aviones, etc.), se
incrementa el precio del transporte público y privado, e incluso se disparan los costes de
producción de las empresas.
La cesta de la compra también sufre, a su modo, las variaciones del precio del crudo. El
sector agrícola español demandó en 1999 cerca de 190.000 toneladas de plásticos, con el
consiguiente aumento del coste final de la producción. La industria textil y del calzado
necesitó en dicho año más de 133.000 toneladas de derivados del petróleo para la
fabricación de cazadoras, zapatos, y prendas de vestir. Los envases de alimentos y
bebidas son anualmente el destino de casi millón y medio de toneladas del plástico
obtenido del petróleo.
El papel de la OPEP
El precio del crudo está determinado en gran medida por los países que pertenecen a la
OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), y se establece en función de
la cantidad de barriles que dicha organización pone en el mercado. A menos barriles
(recorte de producción), mayor es el precio del petróleo y, consecuentemente, de todos
sus derivados. Por el contrario, si la OPEP decide aumentar su cota de producción
(porque los países productores necesitan divisas o porque el precio sube demasiado), el
precio del barril desciende.
Pero el complicado comportamiento del mercado del petróleo no facilita el trabajo a la
OPEP. Una subida fuerte de los precios es beneficiosa a corto plazo para los países
productores, pero a la larga estimula la investigación de otros campos y el desarrollo de
formas alternativas de energía, con lo que los precios vuelven a bajar.
A su vez, una tarifa demasiado baja para el barril de crudo implicaría reducciones en las
inversiones de infraestructuras, necesarias para mantener el flujo de petróleo en el
mercado mundial. Así, la demanda global seguiría aumentando pero no habría suficiente
crudo para cubrirla, lo que provocaría un nuevo incremento en los precios.
Las causas del alza de los precios
Desde principios de año y hasta el mes de julio, el precio del barril de Brent (mezcla de los
petróleos producidos en el Mar del Norte, que usa como referencia en el mercado
europeo) se mantuvo en el intervalo de 24-25 dólares por barril. Sin embargo, en agosto
éste superó los 26 dólares por barril y en el pasado mes de septiembre se situó en 28'3
dólares por barril de media. El mes de octubre comenzó con 28'65 dólares por barril y
finalizó con 26,35 dólares por barril.
Las incertidumbres políticas internacionales influyen enormemente en el aumento del
precio del crudo. Cualquier tensión existente en el mercado ante las consecuencias de
una intervención militar presiona el precio del petróleo al alza, como el posible ataque a
Irak de Estados Unidos. Esta prima de guerra no refleja temor por la pérdida de la
producción iraquí (apenas unos 2 millones de barriles diarios), sino el miedo a la reacción
del resto de países árabes productores de petróleo. Y, en concreto, de Arabia Saudí, que
produce alrededor del 30% del suministro de la OPEP y es, a su vez, el que presenta
mayor margen para aumentar su producción de petróleo y mantener el abastecimiento de
crudo a los países importadores. La experiencia de la pasada Guerra del Golfo no sirve de
símil ante la situación actual.
La relación entre la oferta y la demanda mundial de crudo también tiene mucho que ver
con el precio del petróleo. Respecto a la demanda mundial, las previsiones siguen siendo
de debilidad y los riesgos son a la baja, tras el deterioro de las perspectivas de
crecimiento para el próximo año. Se espera un aumento de la demanda mundial del 1'1%.
La importancia de los impuestos
El pasado año, la cotización media del crudo del Mar del Norte Brent fue de 24'4 dólares
por barril. Cada barril contiene 159 litros de petróleo, por lo que cada litro costó 13'71
céntimos de euro. Pero el petróleo ha de ser refinado para convertirlo en combustible, y
transportado hasta los países en que será consumido, lo que eleva su coste final. A ese
precio hay añadirle los impuestos (IVA e Impuesto Especial de Hidrocarburos). Las
notables diferencias de precio de los carburantes en los diversos países se explican por
las cargas fiscales, ya que el coste de la materia prima y el refino son similares.
En 2001 los impuestos representaron casi un 60% del precio medio que se pagó en
nuestro país por la gasolina sin plomo, mientras que en los comunitarios esos impuestos
alcanzaron de media el 65,3% del precio.
En al gasóleo de automoción, los impuestos representan en España el 52'4% del precio,
frente al 59,1% de media de la Unión Europea.
De los 80'61 céntimos de euro que costaba de media en nuestro país, 17'7 céntimos de
euro menos que la media UE, el litro de gasolina sin plomo, 48'29 céntimos fueron
impuestos y 32'32 céntimos el valor del litro. En el caso del gasóleo, el gravamen fue
menor, 36'63 céntimos de euro por litro, con lo que el precio medio final también fue
inferior, 69'87 céntimos de euro por litro, 10'3 céntimos de euro menos por litro que la
media de la UE.
Algunos derivados y usos del petróleo
Gasolina motor corriente y extra: de uso común en vehículos.
Gasolina de aviación: para aviones con motores de combustión interna.
ACPM o diesel: lo utilizan los camiones y buses.
Queroseno: para estufas domésticas y equipos industriales.
Gas natural: combustible para uso doméstico, industrial y para generar energía
termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la
petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es
la materia prima de los plásticos.
Gas propano o GLP: combustible doméstico e industrial.
Asfaltos: para producir de pavimentos y como material sellante en la industria de
la construcción.
Ceras parafínicas: materia prima para fabricar velas y similares, ceras para pisos,
fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.
Polietileno: materia prima para la industria del plástico en general.
Ácido nafténico: Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de
calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas,
resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y funguicidas.
Xilenos mezclados: utilizados en la industria de pinturas y de insecticidas.
Alquilbenceno: se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar
plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.
Azufre: se usa en la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de
acero y preparación de ácido sulfúrico.
ECONOMÍA MUNDIAL “EL PETRÓLEO”
Nueva York, 28 de enero.- El barril de crudo de Texas continuó hoy con la tendencia
alcista y cerró a casi 91 dólares, ante el aumento de las expectativas de que la Reserva
Federal recortará el próximo miércoles los tipos de interés, lo que ha hecho caer el dólar y
abaratar las compras de materias primas como el petróleo. (www.elfinanciero.com.mx).
El papel de Estados Unidos en la globalización se ha convertido en un importante punto
de discusión. Políticos y expertos comparten la preocupación de que el creciente déficit
comercial y el gran endeudamiento general suponen una amenaza para el futuro del país
y, a su vez, para la estabilidad mundial.
Es evidente que la economía mundial gira en torno a la economía de los países que se
encuentra como primeras potencias en el mundo, y para que un país se considere primer
potencia, uno de sus factores principales es la influencia del manejo de la
comercialización del petróleo.
El petróleo constituye, y constituirá aún durante mucho tiempo, una mercancía vital para
la reproducción del capital en muchos sectores de la actividad económica mundial.
Es por ello que en nombre de los países en vías de desarrollo, se ve la necesidad urgente
de tomar las medidas necesarias para bajar el precio del petróleo esto es sin lugar a
dudas beneficioso para dichos países pero por el contrario resulta perjudicial para países
que cuentan en su mayoría con una economía petrolizada como lo es por ejemplo
México,aun sin embargo seria conveniente estudiar un mecanismo de fijación de precios
favorables a los países en vías de desarrollo en el que se incluyan pagos a plazos,
créditos blandos y otras medidas similares.
Y es que el petróleo seguirá siendo la principal fuente de energía en los próximos años,
hasta alcanzar una demanda de 115 millones de barriles diarios en el 2020, frente a los
76 millones actuales, mencionó el director de la Agencia Internacional de la Energía,
Robert Priddle.
Tras jornadas intensas de negociación, la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP) y los principales consumidores (la UE, EE UU y Japón) no lograron
adoptar al menos una medida concreta para frenar la escalada de los precios del crudo y
los carburantes y aliviar la presión de la inflación sobre los países consumidores.
En resumen, la persistencia del nivel de precios elevado supone una amenaza de
desaceleración del crecimiento económico mundial que no es beneficioso ni interesante
para nadie, por lo que es necesario que los precios recuperen unos niveles y una
estabilidad compatibles con la continuación del crecimiento económico mundial. Sin
embargo, el crudo tiene que mantener un precio “razonable” para incitar a las compañías
a invertir en la realización de las capacidades de producción que se requerirán en el
futuro.
LA IMPORTANCIA DEL PETRÓLEO EN LA ECONOMIA MUNDIAL
La demanda mundial de petróleo asciende de manera exponencial dia a dia, en el pasado
año 2001 aumento a 76 millones de barriles por día, y se prevé que antes de 2030 su
consumo aumente un 60%, lo que permite comprender la gran dependencia que la
economía mundial tiene del oro negro.
El combustible que emplean carros, aviones o camiones para desplazarse; el gasóleo que
alimenta la calefacción; el asfalto que cubre carreteras y autopistas; los plásticos
empleados para la fabricación de computadoras, juguetes, electrodomésticos, envases,
entre otros; son sólo algunos de los productos que se obtienen directa o indirectamente
del petróleo.
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué
pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la conclusión de que sería una
verdadera tragedia.
El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta la mayor parte, un 40%, del
total de la energía que se consume en el mundo. Según datos de la Corporación de
Reservas Estratégicas de productos petrolíferos (CORES).
Este recurso natural se consume de forma mayoritaria en los países donde no se
produce. Entre Estados Unidos y Europa occidental absorben casi la mitad del consumo
petrolífero.
La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al
mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a
que se investiguen energías alternativas como la energia hidráulica, eolica, solar,
geotermica,etanol, gas natural y asi de esta manera tambien tratar de disminuir tanta
contaminacion ambiental producida por el petróleo, sin embargo hasta ahora no se ha
logrado una opción que realmente lo sustituya.
EL INICIO DEL FIN DE LA ERA DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES
Hasta hace unos dos siglos la humanidad vivió sin combustibles fósiles. A principios del
siglo XIX la población sobre el planeta se situaba en unos 1000 millones de personas, tan
sólo un 3% de ésta habitaba en ciudades, y su base energética era la energía humana y
animal, complementada con el uso domesticado de energías renovables. Y no sería hasta
comienzos del siglo XX, que el uso de energías fósiles (fundamentalmente el carbón
entonces, aunque despuntaba ya el uso del petróleo) desplaza la importancia global de la
matriz energética previa (renovable).
En 1900, la población humana había experimentado un salto discreto (aunque importante
en términos históricos) hasta sobrepasar los 1600 millones de habitantes, y la tasa de
urbanización se había multiplicado por 5 (hasta alcanzar el 15%). La urbanización había
estallado allí donde se estaba produciendo la revolución industrial, especialmente en
Europa occidental, apareciendo las primeras urbes millonarias (aunque Londres había
superado este umbral a finales del XVIII).
Hoy en día, en los umbrales del nuevo siglo y milenio, la población mundial supera los
6.600 millones de personas, más de la mitad de ésta habita en ciudades (por primera vez
en la historia), más de cien veces más que en 1800 (especialmente en grandes
metrópolis), la base energética renovable es claramente residual (6%), y el grueso de las
necesidades en esta materia (un 80%) se garantiza por los combustibles fósiles (crudo,
carbón y gas), aunque es el petróleo la fuente principal que mantiene un mundo
crecientemente industrial, urbano-metropolitano y motorizado en funcionamiento. Un 40%
de las necesidades energéticas globales está garantizada por el “oro negro” (en los
últimos cincuenta años su demanda se ha multiplicado por siete). Sin él, y sin el carbón y
el gas (en ascenso) también, el mundo cada día más globalizado, y enormemente
devorador de recursos naturales que conocemos (no sólo energéticos), sencillamente no
sería viable....
UNA ECONOMÍA DEPENDIENTE DE
LAS ENERGÍAS RENOVABLES
LAS ENERGÍAS RENOVABLES SON LA ÚNICA ALTERNATIVA A LARGO PLAZO AL
CAMBIO CLIMÁTICO
Energías renovables
Producir energía limpia; apostar por las renovables; frenar la dependencia de las
importaciones energéticas, limitar el efecto invernadero... son objetivos a los que es difícil
oponerse. Pero en 1996, el último año en el que hay datos confirmados de los Quince,
sólo el 5% de la energía total consumida en la Unión Europea respondía a estos criterios
ecológicos. La UE defiende duplicar en cada país el peso de las renovables y llegar, en el
2010, a una media del 12% para los Quince.
Las energías renovables podrían solucionar muchos de los problemas ambientales, como
el cambio climático, los residuos radiactivos, las lluvias ácidas y la contaminación
atmosférica. Las energías renovables podrían cubrir un tercio del consumo de electricidad
y reducir las emisiones de dióxido de carbono en un 20% para el año 2.005. Pero para
ello es necesario invertir unos 90.000 millones de pesetas anuales, de los que 20.000
serían fondos públicos.
Las energías renovables cubrieron en 1996 el 7,2% por ciento del consumo energético
español (1.996 fue un buen año hidráulico, lo que explica tal porcentaje excepcionalmente
alto). En 1996 había instalados en España 320 mil metros cuadrados de colectores
solares (produjeron en 1996 el equivalente a 25,3 ktep), 6,9 MWp de módulos
fotovoltaicos con una producción en 1.996 de 12,2 GWh, numerosos aerogeneradores
eólicos con una potencia global de 211 MW (316,6 GWh en 1996), varios cientos de
centrales hidroeléctricas con una potencia de 17.332 megavatios (41.619 GWh en 1996) y
una decena de instalaciones geotérmicas con una producción de sólo 3.400 tep en 1.996.
El potencial de las energías renovables en España, aún con las limitaciones actuales de
tecnología y costes económicos, es muy elevado. En el año 2005, si la Administración
acometiese una decidida política de empleo de las energías renovables, éstas podrían
llegar a proporcionar 8,1 Mtep. Tal cifra debería crecer rápidamente a partir del año 2.005,
para alcanzar las 14,5 Mtep en el año 2020.
La energía eólica muestra las potencialidades para la creación de empleo de las nuevas
tecnologías energéticas, pues ya emplea a cerca de 4.000 personas en España, entre
empleos directos e indirectos. La propuesta alternativa supondrá la creación de 9.000
empleos fijos en la producción de aerogeneradores y 3.600 en la explotación, y un total de
60.000 nuevos empleos sólo en renovables (34.000 en la producción y obra civil, y 26.000
en la explotación).
España aspira (oficialmente) a que en 10 años el 12% de la energía sea renovable.
Cada kilovatio solar recibirá una bonificación de 60 pesetas
Los productores de energías renovables no dependerán de la voluntad de las compañías
eléctricas para vender sus excedentes. Un decreto publicado el 30 de diciembre regula
esa venta, que bonifica con 60 pesetas el kilovatio de energía solar. El efecto del decreto
no se conocerá hasta que se apruebe su reglamento, pero el Gobierno confía en que,
para el año 2010, el 12% de la energía sea de fuentes renovables. El Gobierno ha tardado
más de un año en trasladar a las energías renovables los efectos de la Ley Eléctrica, que
establecía el régimen de libre competencia en el sector. Un decreto aprobado por el último
Consejo de Ministros de 1998 regula los mecanismos e incentivos que hagan posible para
el año 2010 que las energías no contaminantes y sostenibles puedan aportar el 12% del
consumo nacional. Ahora apenas alcanzan el 7%.
Ese objetivo se pretende alcanzar con bonificaciones y la obligación de que las grandes
compañías eléctricas compren a los pequeños productores de energías renovables la
totalidad de su producción a precios qué incentiven su crecimiento.
Podrán acogerse a este régimen especial y vender sus excedentes todas las instalaciones
con potencia inferior o igual a 50 megawatios, siempre que consuman ellos mismos al
menos un 25% de su producción.
Las primas no se abonarán por la compañía eléctrica que distribuya la producción, sino
por el sistema eléctrico y, en definitiva, el usuario final, que pagará en su tarifa no sólo los
incentivos al desarrollo de las energías renovables, sino otras cargas como la moratoria
nuclear; el consumo de carbón nacional y 1,3 billones de pesetas del coste que se le
endosa por el coste de la transición a la libre competencia de las eléctricas.
Estas primas varían en función de la fuente energética que se utilice. La más reducida es
la aplicada a la incineración de residuos urbanos (3,7 pesetas el kilovatio/hora), seguida
de la energía eólica (5,26 pesetas), hasta alcanzar un máximo de 60 pesetas, que se
aplicará a las instalaciones solares fotovoltaicas.
Según Raimundo González, director técnico de Censolar, empresa especializada en la
docencia de esta última especialidad en Sevilla, con estos incentivos se podría "duplicar"
el objetivo del Gobierno para los próximos años. Sin embargo, cree que todo depende de
lo exigente que sea el reglamento. "En Estados Unidos, las exigencias han sido
disuasorias. Sin embargo, en Holanda son todo lo contrario. Cualquier instalador está
homologado.
Diario El País Enero del 99. I. G. MARDONES, Madrid
EFICIENCIA ENERGÉTICA.
Estas cuatro bombillas fluorescentes juntas consumen aproximadamente la misma
cantidad de energía que una sola bombilla incandescente convencional de 70W. Las
bombillas eficientes proporcionan la misma iluminación, pero en el transcurso de su vida
útil evitan la emisión de casi una tonelada entera de dióxido de carbono a la atmósfera.
(Roger Ressmeyer, Starlight/S?L)
Los edificios también desperdician energía a chorros. Esta termografia muestra la pérdida
de calor de un edificio de oficinas. Los diferentes colores indican las diferentes
temperaturas, variando del azul (frío) al blanco (caliente). (Williams y Metcalf/SPL).
Derecha: Esta termografía muestra la distribución del calor sobre la superficie externa de
una casa. La mayor pérdida de calor se produce a través de las ventanas con un solo
cristal. Las áreas rojas en el techo indican cierta pérdida de calor. (Agema Infrared
Systems/SPL)
ENERGÍA SOLAR TÉRMICA
El colector solar plano es la aplicación más común de la energía térmica del sol. Países
como Japón, Israel, Chipre o Grecia han instalado varios millones de unidades, si bien el
momento actual de bajos precios del petróleo no es precisamente el más favorable.
Cada metro cuadrado de colector puede producir anualmente una cantidad de energía
equivalente a cien kilogramos de petróleo.
Las aplicaciones más extendidas son la generación de agua caliente para hogares,
piscinas, hospitales, hoteles y procesos industriales, y la calefacción, empleos en los que
se requiere calor a bajas temperaturas y que pueden llegar a representar más de una
décima parte del consumo. A diferencia de las tecnologías convencionales para calentar
el agua, las inversiones iniciales son elevadas y requieren un periodo de amortización
comprendido entre 5 y 7 años, si bien, como es fácil deducir, el combustible es gratuito y
los gastos de mantenimiento son bajos.
Un objetivo voluntarista, pero posible de alcanzar, sería tener instalados para el año 2.005
un total de 3.230.000 m2 de colectores solares. Tal cifra permitiría ahorrar 210 Ktep de
otros combustibles. La inversión necesaria para alcanzar tal objetivo asciende a 150.000
Mpta, de los que 20.000 Mpta deberían de ser ayudas de la Administración. Alcanzar tal
cifra implica un apoyo decidido de la Administración, y la obligación de instalar colectores
solares planos en las viviendas de nueva construcción, con el fin de cubrir entre el 50 y el
75 % de las necesidades de ACS en las nuevas viviendas.
CENTRALES TÉRMICAS SOLARES
Uno de los complejos de energía sol de Luz International, en el desierto Mojave,
California. En total, las instalaciones cubren más de 750 hectáreas y generan 354
megavatios de electricidad, lo que es suficiente para abastecer 170.000 hogares. Los
espejos curvos siguen la trayectoria del sol, concentrando su luz en unos tubos que
contienen un aceite sintético que se calienta hasta casi 400 grados centígrados. El calor
se usa para producir vapor, que genera electricidad a través una turbina. (Hank
MorganISPL)
ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTÁICA
CÉLULA SOLAR. Algunas células solares funcionan en base a una plaqueta delgada de
silicio monocristalino, que ha sido tratada para poder convertir la luz del sol en corriente
eléctrica. El silicio se obtiene de la arena ordinaria. Dada la eficiencia de la célula solar y
la duración de su vida útil, se calcula que una tonelada de arena puede generar la misma
cantidad de electricidad que se produce quemando más de medio millón de toneladas de
carbón. (Philippe Ilailly/SPL)
La producción de electricidad a partir de células fotovoltaicas en 1.997 es aún seis veces
más cara que la obtenida en centrales de carbón, pero hace tan sólo una década era
dieciocho veces más, lo que permite que el empleo de células fotovoltaicas para producir
electricidad en lugares alejados de las redes de distribución ya compita con las
alternativas existentes, como generadores eléctricos a partir del petróleo. En los próximos
5 años se espera reducir el coste del kWh a 12 centavos de dólar, a 10 para antes del año
2.010 y a 4 centavos para el 2.030. A lo largo de toda la década el mercado fotovoltaico
creció a ritmos anuales superiores al 40%; entre 1.971 y 1.996 se han instalado en el
mundo 700 megavatios de células fotovoltaicas.
La superficie ocupada no plantea problemas. En el área mediterránea se podrían producir
90 millones de kWh anuales por kilómetro cuadrado de superficie cubierta de células
fotovoltaicas, y antes del año 2.005, con los rendimientos previstos, se alcanzarán los 150
millones de kWh por km2. Un país como España podría resolver todas sus necesidades
de electricidad con apenas 900 km2, el 0,2% de su territorio. Todas las necesidades
energéticas mundiales se podrían cubrir ocupando sólo unos 300.000 km2 con células
fotovoltaicas. Por lo que se refiere al almacenamiento, la producción de hidrógeno por
electrólisis y su posterior empleo para producir electricidad u otros usos, puede ser una
óptima solución.
Para el año 2.005 se podrían llegar a alcanzar los 100 MWp, cifra importante si se
comparan con los 6,7 megavatios de 1.996, pero no descabellada, dadas las claras
perspectivas que se abren con las nuevas tecnologías. Tal cifra irá destinada a la
electrificación rural, a señalización y comunicación, y a los usos agrícolas y ganaderos,
aunque deberían igualmente instalarse algunas centrales destinadas al suministro a la
red. En España, con una radiación solar diaria superior en la casi totalidad del territorio a
4 kWh por metro cuadrado, el potencial es inmenso. Sólo en los tejados de las viviendas
españolas se podrían producir anualmente 180 TWh, cifra superior al consumo de 137
TWh en 1.993.
La energía solar fotovoltaica, es decir, los paneles solares para producción de electricidad
tienen ahora un peso estadísticamente nulo entre las renovables y en el IDAE creen que
deberán pasar bastantes años para que despegue. Dicen que es muy cara porque la
tecnología no está suficientemente desarrollada para hacerla rentable. Greenpeace no
está de acuerdo, José Luis García Ortega, experto en renovables de esta organización
ecologista, asegura que "si el billón de pesetas que el Gobierno va a donar a las eléctricas
se destinara a la solar fotovoltaica tendría un presente y futuro asegurado". Este grupo
ecologista mantiene que el futuro de la solar fotovoltaica pasa porque el Ejecutivo,
además de fijar el precio para su trasvase a la red (60 pesetas por kilovatio transferido),
las exigencias de la reglamentación no sean disuasorias sino que la potencien. Las
empresas que fabrican estos paneles confían en que esta nueva norma impulse
considerablemente su industria.
AUTOMÓVIL SOLAR El "Sunraycer" ganó la primera carrera internacional de
automóviles impulsados por energía solar, que tuvo lugar en Australia en noviembre de
1.987. Construido y financiado por General Motors, tardó cinco días y medio en cubrir las
1.950 millas entre Darwin y Adelaide, con una velocidad media de 66 km/h. Uno de los
participantes de la carrera de 1991 marco un nuevo record mundial de velocidad para
automóviles solares, alcanzando 135 km/h. (Peter Menzel/SPL)
Un objetivo viable sería llegar a producir 0,3 TWh fotovoltaicos en el año 2.005, fecha a
partir de la cual la foto-voltaica debería experimentar un rápido desarrollo, para alcanzar
los 32,5 TWh en el año 2.020. Para alcanzar tales objetivos se requerirán unas
inversiones importantes, pero posibles: 104.000 Mpta entre 1998 y el año 2.005, 13.000
millones de Pta anuales, al objeto de superar las actuales barreras tecnológicas y de
economías de escala.
HIDRÁULICA
AGUA. Hay una gran variedad de formas de generar energía por medio de agua en
movimiento. Este prototipo de una central maremotriz fue construido en la isla de Islay,
Escocia, sobre un barranco que encierra una columna de agua marina. A medida que el
mar sube y baja, hace pasar el aire a través de una turbina, accionando un generador
eléctrico. (Martin Bond/SPL) Los sistemas maremotrices podrían abastecer casi tres
cuartas partes de las necesidades energéticas actuales de la Comunidad Europea. Las
posibilidades para las mini-centrales hidroeléctricas son también significativas. En China
hay más de 60.000 de estas centrales en funcionamiento, lo que es sólo una quinta parte
del potencial hidroeléctrico total. En los EEUU, si las 67.000 presas existentes, la mayoría
de ellas construidas para controlar inundaciones, fueran utilizadas para producir
electricidad, seria posible
abastecer a varios millones de hogares.
EnEspaña el potencial adicional técnicamente desarrollable podría duplicar la producción
actual, alcanzando los 65 TWh anuales, aunque los costes ambientales y sociales serían
desproporcionados. La propuesta no considera la construcción de ninguna nueva gran
central, centrando los esfuerzos en la rehabilitación de las minicentrales cerradas, mejora
de las existentes y aprovechamiento hidroeléctrico de los embalses que carecen de él.
Tales acciones permitirían incrementar la producción anual en 3 ó 4 TWh, sin ningún
impacto ambiental adicional hasta alcanzar los 35 TWh en un año medio (ni muy seco ni
especialmente lluvioso). Las inversiones necesarias ascienden a 200.000 Mpta.
ENERGÍA EÓLICA
La conversión de la energía del viento en electricidad se realiza por medio de
aerogeneradores, con tamaños, que abarcan desde algunos vatios, hasta los 4.000
kilovatios (4 MW). Actualmente la capacidad instalada asciende a 7.000 MW, equivalente
a siete grandes centrales nucleares.
En 1.997 ya es competitiva la producción de electricidad con generadores eólicos de 600
kW y en lugares donde la velocidad media del viento supera los 7 metros por segundo. Se
espera que dentro de unos pocos años también las máquinas grandes (entre 1 y 2 MW)
lleguen a ser rentables. La energía eólica no contamina y su impacto ambiental es muy
pequeño comparado con otras fuentes energéticas. De ahí la necesidad de acelerar su
implantación en todas las localizaciones favorables, aunque procurando reducir las
posibles repercusiones negativas, especialmente en las aves, en algunas localizaciones.
Las mejores zonas eólicas en España son las siguientes: Islas Canarias, Zona del
Estrecho, costa Gallega y valle del Ebro.
Alcanzar los 2.500 MW en el año 2.005 es un objetivo ambicioso, pero factible técnica y
económicamente, dadas las ventajas de la energía eólica: reducido impacto ambiental,
recurso renovable, independencia de las importaciones e impacto positivo en la
generación de empleo. Se debe desarrollar una industria capaz de producir en serie y a
costes competitivos. Las inversiones totales para el periodo 1.998-2.005 ascienden a
300.000 Mpta, cantidad equivalente o inferior al de una central nuclear de 1.000 MWe.
Los costes de la eólica son ya casi competitivos con los de las energías convencionales:
150.000 PTA el KW instalado y 9 PTA el kWh.
En el año 2.005 sería factible producir en España 6,3 TWh, y en el año 2.020 se podrían
alcanzar los 25 TWh. La meta a alcanzar es instalar 10.000 MW eólicos en el año 2.020.
Para el año 2.030 la EWEA ha propuesto instalar un total de 100.000 MW en la Unión
Europea.
La consultora BTM Consulting APS pronostica que en Europa se pasará de los 4.794
megawatios ahora instalados a unos 12.500 en el 2002, casi el triple en sólo tres años.
Este aumento obedece, según esta consultora, a motivos medioambientales, pero en
otras zonas del planeta, como China o el norte de África, también hay apuestas por la
eólica como generador de energía a falta de una red aceptable de suministro eléctrico.
La energía eólica aglutina el protagonismo de un espectacular crecimiento en los últimos
años acompañado de un interés también creciente por parte de empresas y comunidades
autónomas.
En instalaciones para parques eólicos se han invertido, en 1998, casi 80.000 millones de
pesetas, el doble que en 1997 y más que en los doce anteriores, es decir; desde que
empezaron a levantarse molinos de viento en 1986. Según el Instituto para la
Diversificación y Ahorro Energético (IDAE), hay medio millar de empresas involucradas en
este sector.
Alemania es el gran líder en energía eólica: diseñan los parques con cuidado para no
tener problemas con los grupos ecologistas locales, pagan una prima de unas 20 pesetas
por el kilovatio de eólica transferido a la red, aquí ese precio es de 11 pesetas, y hay
empresas interesadas en seguir avanzando.
Greenpeace asegura que las compañías eléctricas se resistieron en los primeros años al
desarrollo de la eólica pero después,"cuando han visto que es un negocio, se han
apuntado al carro". El parque eólico de Tarifa, por ejemplo, exigió una inversión de 6.000
millones de pesetas y ahora factura mil millones de pesetas al año.
ENERGÍA GEOTÉRMICA
El potencial geotérmico español es de 600 Ktep anuales, según una estimación muy
conservadora del Instituto Geológico y Minero de España. Para el año 2.005 se pretende
llegar a las 100 Ktep, lo que requerirá unas inversiones de 40.000 Mpta. Los usos serían
calefacción, agua caliente sanitaria e invernaderos, no contemplándose la producción de
electricidad.
BIOMASA
BIOMASA. La biomasa - la vegetación empleada para energía - puede llegar a ser uno de
los combustibles más importantes en el futuro. En los próximos veinte años podría
suministrar un octavo del presupuesto energético mundial. Una gran variedad de
desechos agrícolas y madereros y de cultivos energéticos, simbolizados por el campo de
maíz (fondo: Alex Bartel/SPL) pueden transformarse para suministrar una gama de
combustibles para el transporte, o pueden ser quemados para generar electrici dad. Un
ejemplo de esto es la conversión de las astillas de madera en un gas rico en metano.
(Izquierda: US Dept. of Energy/SPL) Al igual que los combustibles fósiles, este gas puede
quemarse en centrales eléctricas efi cientes que maximicen el contenido energético del
combustible, generando electricidad al mismo tiempo que utilizan el calor sobrante.
La utilización de la biomasa es tan antigua como el descubrimiento y el empleo del fuego
para calentarse y preparar alimentos, utilizando la leña. Aún hoy, la biomasa es la
principal fuente de energía para usos domésticos empleada por más de 2.500 millones de
personas en el Tercer Mundo.
La combustión de la biomasa es contaminante. En el caso de la incineración de basuras,
tal y como se viene haciendo con los residuos urbanos en la mayoría de las ciudades
europeas y norteamericanas, la combustión emite a la atmósfera contaminantes, algunos
de ellos cancerígenos, como las dioxinas. El reciclaje y la reutilización de los residuos
permitirá mejorar el medio ambiente, ahorrando importantes cantidades de energía y de
materias primas, a la vez que se trata de suprimir la generación de residuos tóxicos y de
reducir los envases.
En España actualmente el potencial energético de la biomasa asciende a 37 Mtep, pero
tal cifra incluye 19,6 Mtep de cultivos energéticos y 3,8 Mtep de residuos forestales y
agrícolas. La producción de biocombustibles y un uso energético excesivo de los residuos
forestales y agrícolas no es deseable, dadas sus repercusiones sobre la diversidad
biológica, los suelos y el ciclo hidrológico, sin olvidar que lo más importante es producir
alimentos, y no biocombustibles para los automóviles privados. El objetivo de alcanzar las
4,2Mtep en el 2.005 en la práctica supone duplicar el consumo oficial de biomasa. La
obtención de biogás en digestores a partir de residuos ganaderos reducirá las emisiones
de metano, y debe ser promocionada, con el fin de reducir la contaminación, obtener
fertilizantes y producir energía.
SITUACIÓN ESPAÑOLA
España será uno de los países más perjudicados por el cambio climático: para el año
2.050, según el Hadley Center, habrá un aumento general de las temperaturas (unos 2,5
grados centígrados), más acusado en los veranos, las precipitaciones se reducirán en un
10 por ciento y la humedad del suelo en un 30 por ciento, y la práctica totalidad de los
3.000 kilómetros de playas desaparecerán, debido a la elevación del nivel del mar y a
procesos erosivos. El cambio climático supondrá más incendios forestales, más erosión y
desertificación, y más sequías, inundaciones y fenómenos tormentosos en el área
mediterránea, como la llamada gota fría.
La producción agrícola disminuirá sensiblemente, al igual que la producción hidroeléctrica,
y nuestra principal industria, el turismo de sol y playa, se verá seriamente afectado, tanto
por la desaparición de playas como por el aumento de las temperaturas en los países
emisores. Todas las poblaciones costeras se verán afectadas por la subida del nivel del
mar. Numerosas especies de fauna y flora podrían desaparecer.
Dadas las consecuencias del cambio climático en España, cabría esperar una política
beligerante por parte de la Administración. Y sin embargo ésta deja traslucir la mayor de
las indiferencias, cuando no el más trasnochado desarrollismo, reclamando el derecho a
contaminar más (un aumento del 17% entre 1.990 y el 2.010). Si todos los países
asumiesen los argumentos defendidos por el gobierno español, las emisiones mundiales
de gases de invernadero habrían de crecer en un 65 por ciento para el año 2.000.
El objetivo del gobierno español para las emisiones de CO2, según las últimas
proyecciones, es aumentarlas en un 14% para el año 2.000 (258.247 miles de toneladas,
kt) respecto a 1.990 (226.422 kt), y en un 24,74% para el 2.010 (282.440 kt) respecto a
1.990. Entre 1.990 y el 2.010 las proyecciones del gobierno, por sectores y para el CO2
de origen energético, son las siguientes: disminuirán un 3% en la industria, crecerán un
73% en los transportes, aumentarán un 42% en servicios y usos domésticos y sólo un 5%
en el sector transformador de la energía (por la sustitución de carbón por gas natural). Las
emisiones de CO2 de origen no energético en principio no se espera que aumenten, pero
se carece de todo tipo de proyecciones.
El gobierno proyecta para el conjunto de los gases de invernadero (CO2, CH4 y N2O) un
aumento del 11,78% para el 2.000, y del 20,10% para el 2.010, en equivalente de dióxido
de carbono, según los potenciales de calentamiento global a 100 años. La diferencia entre
el 20,1% para el 2.010 y el 17% de incremento, en el marco del acuerdo del Consejo de
Ministros de la UE de marzo de 1.997, significa el esfuerzo adicional que está dispuesto a
hacer el gobierno español.
UN LIBRO BLANCO PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES.
El principal objetivo del Libro Blanco es duplicar la aportación de las energías renovables,
de forma que en el año 2010 el 12% de la energía que se consuma en la UE proceda de
fuentes renovables, frente al actual 6%. Es la primera vez que se establece un objetivo de
estas características, que obligue a una aportación concreta de las renovables, más allá
de los tradicionales buenos deseos de hacer "lo que se pueda". Además, en España ese
compromiso está explícitamente recogido en la Ley del Sector Eléctrico.
El plan de acción del Libro Blanco tiene también otros objetivos esenciales:
• Eliminación de 402 millones de toneladas de emisiones de CO2 al año mediante el uso
de energías renovables.
• Aumentar en más de 100 veces la capacidad solar fotovoltaica instalada.
• Aumentar en 20 veces la capacidad de producción eólica.
• Aumentar en 15 veces la capacidad de producción solar térmica.
• Triplicar la energía producida a partir de biomasa.
Se estima que para realizar este plan se requerirá una inversión neta de 6.800 millones de
ECUs, que es mucho dinero, pero que es menos de la mitad de los subsidios concedidos
en Europa al uso de combustibles fósiles y a la generación nuclear.
Para acelerar la ejecución del plan, se han identificado cuatro acciones clave, que forman
la llamada "Campaña para el despegue":
* Un millón de sistemas fotovoltaicos, la mitad para instalar en los países de la Unión
(tejados y fachadas solares conectados a la red eléctrica) y la otra mitad para países en
desarrollo (sistemas autónomos). En España nos corresponderían proporcionalmente
cerca de 50.000 tejados solares, pero para conseguirlo será necesario eliminar las fuertes
barreras políticas que obstaculizan la conexión a la red de sistemas fotovoltaicos.
* 10.000 MW de energía eólica, incluyendo parques mar adentro.
* Integración de fuentes de energía renovable en 100 comunidades, regiones, ciudades o
islas, con el objetivo de obtener un 100% de su suministro energético a partir de
renovables.
Un aspecto muy destacable del plan es la creación de empleo:esta estrategia aseguraría
más de un millón de nuevos puestos de trabajo en la Unión Europea. Y es que, según
cifras de British Petroleum (BP) y Shell, para una misma inversión, la fabricación de
equipos solares fotovoltaicos genera seis veces más empleo que el petróleo.
El primer paso está dado. Pero ahora corresponde a los gobiernos llevarlo a cabo: algo
que en nuestro caso debemos exigir al Ministerio de Industria y Energía y al de Medio
Ambiente, así como a los organismos responsables de las comunidades autónomas.
¡Las energías renovables son la única alternativa a largo plazo al cambio climático!
PERSPECTIVAS MACROECONÓMI
CAS RELACIONADAS
CON LAS ENERGÍAS
RENOVABLES
En un contexto donde las la fuentes tradicionales de energía, el petróleo y el carbón se
están agotando; en especial en nuestro país donde las reservas energéticas caen año
tras año, provocando la necesidad de realizar importaciones cada vez mayores, es útil
reflexionar brevemente sobre algunos temas macroeconómicos relacionados con las
“nuevas” energías, en particular, la eólica y la solar. La baja actual del precio de las
fuentes de energías tradicionales, básicamente explicada por la baja de la
actividad económica, no es una barrera para el desarrollo de este campo, puesto que,
dado el marco de agotamiento de los recursos la baja de precio sólo puede ser
circunstancial; dada la cantidad demanda, a mayor escasez mayor el precio. De lo que
se trata aquí es del desarrollo a largo plazo, que no puede depender de fluctuaciones de
precio de corto plazo, por demás volátiles, de las fuentes tradicionales. La
diversificación de la matriz energética permitirá entre otros beneficios independizarse
de la volatilidad mencionada. Y una estructura de precios finales, donde los costos
energéticos sean más estables, permitirá mejorar la previsibilidad tanto para los
consumidores finales, que conseguirán acceder a bienes de consumo final mas baratos
en promedio; como para los inversionistas, que contarán con costos energéticos más
previsibles y podrán planificar mejor las inversiones a largo plazo.
En particular; dadas las condiciones de producción actuales, estaremos hablando de
la producción de electricidad, que es lo que estas fuentes permiten. La Argentina
cuenta con importantes ventajas naturales para ello, las condiciones para la producción
de energía eólica en la patagonia y en el noroeste argentino para la producción de
energía solar son excelentes. Con una demanda creciente de energía y el agotamiento
de las fuentes no renovables no existirá el problema de colocación del producto.
Podemos advertir, en un principio, que el costo de las nuevas energías tiene una clara
tendencia a descender (a modo de ejemplo, el costo de los paneles solares, tiene una
clara tendencia a bajar, debido a la mayor producción de silicona con la cual se hacen
los paneles).
Como es un sector en pleno desarrollo, es de esperar que se produzcan innovaciones
tecnológicas de importancia, el descenso de los precios indica eso; puesto que este
fenómeno se suele producir en casos donde existen estos avances tecnológicos de
importancia. Sin pretender entrar en detalles técnicos se habla de tres generaciones de
paneles solares. La primera generación es de unos altos niveles de trabajo y energía,
con lo cual era difícil bajar los costos; la segunda se centró en un uso de materiales
mas eficiente, y la tercera busca manteniendo bajos los costos, mejorar la performance
de los equipos de segunda generación. En este sentido es importante que se evalúe la
posibilidad de trabajar sobre los avances de este tipo de tecnología localmente.
También, se plantean interesantes cuestiones vinculadas al empleo. Por un lado se
puede trabajar en el desarrollo de la tecnología misma (en la innovación), por otro lado,
se debe trabajar en la implementación local de la tecnología y en mantenimiento. Todos
estos tipos de empleo necesitan un conocimiento de la tecnología que se usa y, por lo
tanto, son empleos de calidad. Un informe de la Asociación Europea de Energía Eólica
(EWEA, sus siglas en inglés) indica que de aquí a 2020 se doblará el número de
empleos en este sector en la Unión Europea (UE). Así, en ese año habrá 325.000
personas trabajando en el sector, frente a las 154.000 a finales de 2007. En USA creen
que se puede crear 4,2 millones de puestos de trabajo a los largo de 3 décadas, en la
actualidad trabajan en el sector alrededor de 750000 personas, desde científicos
investigadores hasta trabajadores que producen las turbinas de viento, según un informe
de la US. CONFERENCE of MAYORS de septiembre de 2008. No poseemos datos
sobre la incidencia en Argentina, pero las cifras dadas son un indicio que puede ser útil
para proyectar cual seria su impacto. Por otra parte, es de destacar también que dadas
las características técnicas de producción de las energías renovables; la cantidad de
empleos “verdes” que absorbe el sector energías alternativas es mayor al de las
energías tradicionales.
Los incentivos que provienen del régimen tributario no son óptimos. La regulación de
la minería, ley 24196; tiene por ejemplo
30 años de estabilidad fiscal y exención del impuesto a los activos, así como beneficios
en el impuesto a las ganancias; mientras que la estabilidad fiscal da a los
emprendimientos del sector de nuevas energías goza de estabilidad fiscal sólo por 15
años y se otorgan solamente diferimientos en el pago del impuesto al valor agregado
que la ley 25019 menciona. Esta es una cuestión de suma importancia a trabajar
puesto que este tipo de incentivos suele ser decisivos a la hora de invertir en un sector
o en otro y pone de manifiesto la necesidad de implementar políticas públicas.
En cuanto al efecto sobre el gasto público a futuro aparentaría ser relevante. La clave
esta en que la implementación de las energías renovables reduciría la necesidad de
gastos futuros relacionados con la descontaminación del medio ambiente. Estos gastos
son de importancia considerable y tienen un peso importante en la estructura del
presupuesto. Por ejemplo, en 2007 un informe del Banco Mundial señala que China
pierde 5,8 % de su PIB debido a la contaminación atmosférica e hídrica. La variabilidad y
amplitud en los cálculos de descontaminación son considerables. En el año 2006, en
relación a la limpieza del Riachuelo; técnicos oficiales hablaban un plazo de 10 años y
un gasto de US$ 3000 millones, en cambio una propuesta del PRO planteaba un plazo
de 4 años y un gasto de US$ 400 millones. Pese a ello, se advierte fácilmente que los
gastos son considerables, cualquiera que sea el método que se utilice para su cálculo.
Nótese además que en el caso de la contaminación, estamos en el caso de lo que en
economía se conoce como externalidades negativas, es decir que el que provoca la
contaminación en general no se hace cargo de los costos que ello genera, por lo cual
en última instancia es el estado el que debe afrontar los costos que devienen de la
contaminación de la zona de influencia, sea que la fuente sea interna o externa.
También el efecto sobre el sector salud es de mencionar puesto que la implementación
de este tipo de energías favorece la prevención de enfermedades que tienen origen en
la contaminación. Lo cierto es que los gastos en descontaminación y en salud tenderán
a ser menores si es que la implementación de las energías renovables es exitosa.
Hay otros aspectos de particular interés en la política energética y el desarrollo de
nuevas tecnologías sobre las cuentas públicas. Dada la ya mencionada caída de
nuestras reservas de combustibles fósiles, como los cuellos de botella en el sector
eléctrico, la continua caída en la producción tanto de gas como de petróleo, con la
consiguiente pérdida de independencia energética, se presenta un escenario que
provoca una doble presión sobre las cuentas públicas.
Por un lado sobre la balanza de pagos, a partir del creciente nivel de importaciones
necesarias para cumplir con el abastecimiento interno en el marco de un inédito periodo
continuo de crecimiento que hizo aumentar el requerimiento energético tanto en
industrias como en hogares. Estas importaciones tanto de gas, fuel oil como de
electricidad significaron el desembolso de magnitudes crecientes de divisas en los
últimos años (según datos del INDEC durante el 2007 representaron US$ 2800
millones, mientras que en solo tres trimestres del 2008 -último dato - supera los US$
4000 millones). Este proceso de necesidades crecientes de importaciones agrava aún
más nuestro crónico problema de sector externo dado por la escasez de divisas para el
financiamiento de nuestras importaciones. El otro aspecto que ejerce presión sobre las
cuentas públicas es el peso de la política de subsidios en el superávit fiscal. La
evolución en nivel de gasto destinado a subsidios al sector energético derivado de la
política llevada adelante, parece difícil de sostener en el mediano plazo. En el año 2006
se destinaron en este concepto $ 4000 millones, mientras que en el
2007 supera los $ 8300 millones, siendo mas de $ 19.000 millones los erogados
durante el 2008 (ASAP, informe febrero 2009). Cabe señalar que por un lado la caída
en el nivel de actividad de la economía, como así también la caída de los precios
internacionales de los commodities, hagan que durante el 2009 ésta doble presión a la
que se hace referencia podría ser menor, lo cual no aleja la necesidad de analizar
cambios estructurales en el actual sistema energético argentino. Para que estas
restricciones no afecten las posibilidades de desenvolvimiento de la estructura
económica de largo plazo de toda la economía, es interesante analizar la
implementación de las nuevas energías como remedio para ello; por un lado bajando las
necesidades de importación, y por otro lado proyectando una menor presión sobre las
cuentas públicas vía subsidios.
El replanteo de la actual matriz energética, a través del desarrollo de nuevas
alternativas de generación de energía, no solo seria una de las salidas a la actual crisis
en el sector energético, sino que descomprimiría la doble presión presente y futura
sobre cuentas fiscales, por el lado de reducción de importaciones y por la posibilidad
de generar nuevas exportaciones a través del desarrollo tecnológico.
Con lo cual vemos que la problemática excede de lo que es el ámbito del sector
energético y afecta de múltiples maneras a diversos sectores, siendo temas que vale la
pena analizar más en profundidad.
EL PAÍS QUE LIDERE LA
TECNOLOGÍA RENOVABLE LIDERARÁ LA
ECONOMÍA MUNDIAL
La economía de un país depende de la actividad que generen sus sectores productivos y
en la actualidad, en un mercado global en el que las energías renovables se han
convertido en una de las industrias con mayor potencial de desarrollo, puede resultar más
que acertado decir que “los líderes del desarrollo tecnológico lo serán también de la
economía mundial”.
Lo apuntaba con anterioridad el propio presidente estadounidense Barack Obama, y lo
suscriben expertos y analistas del sector como la profesora titular del Departamento de
Economía de la Universidad Carlos III de Madrid Natalia Fabra, quien no duda en confiar
al sector energético renovable las llaves del progreso de la economía mundial en los
próximos años.
El crecimiento de la industria renovable se enmarca en un proceso de cambio del modelo
energético europeo iniciado en 2008 y que persigue unos objetivos concretos, a fin de
reducir un 20% las emisiones, aumentar el porcentaje de consumo eléctrico procedente
de fuentes alternativas e introducir un 10% de energía renovable en el sector transporte.
En el horizonte de 2050 las metas son aún más ambiciosas y esto hará que el sector
eléctrico juegue un papel clave en las próximas décadas en la economía de todos los
países, entre ellos España, donde “el desarrollo económico, político y social debe pasar
sin duda por el apoyo continuado a las renovables”, ha subrayado Fabra durante su
participación en el ciclo ‘Energías renovables. Competitividad. Empleo' organizado por la
Fundación Focus-Abengoa y la Universidad Internacional Menéndez Pelayo en Sevilla.
Desde 2005 en España se ha materializado una gran apuesta por las fuentes renovables,
lo que ha permitido incrementar en todos estos años los niveles de producción y la
cobertura en el suministro con este tipo de energía. Sin embargo, la situación es ahora
distinta tras la reciente moratoria para el sector adoptada por el Gobierno español, una
decisión que a juicio de la experta de la Universidad Carlos III “frustra la senda de
crecimiento prevista”.
En esta línea, Fabra defiende el apoyo a las renovables basándose en la teoría
económica de que “toda tecnología necesita ser respaldada hasta que alcance la
suficiente madurez”, ya que “si cortamos o abandonamos algo por lo que hemos apostado
antes de recoger sus frutos, no estamos haciendo nada”, afirma. Por el contrario, lo que
necesita este mercado son nuevos mecanismos e inversiones que permitan mejorar la
eficiencia productiva, más aún en un país como España que depende energéticamente en
un 90% del exterior y cuyas únicas fuentes autóctonas son actualmente las renovables.
Externalidades positivas asociadas a las energías renovables
Las ventajas de la producción eléctrica a partir de fuentes renovables vuelven a quedar de
manifiesto en los datos correspondientes al presente año, cuando según un reciente
informe de Deloitte este tipo de energía cubre el 20% de la producción eléctrica, evitando
32 millones de toneladas de emisiones, propiciando un ahorro de 467 millones de euros y
evitando también la importación de grandes cantidades de toneladas de equivalentes de
petróleo.
Tal y como apunta Fabra, otros valores añadidos de las energías renovables son la
contribución al PIB; el fomento de la I+D; la alta capacidad industrial y la correspondiente
ventaja competitiva; la garantía de suministro a largo plazo; la propensión exportadora de
las empresas de este sector (con el 27,5% de sus ingresos procedentes de esta actividad
frente al 13,8% de las firmas de otros ámbitos); la creación de empleos directos e
indirectos (se cifran en 130.000 para 2020, con un crecimiento del 83%), especialmente
en un sector con gran potencial como el termosolar; y la posibilidades de entablar
acuerdos de reciprocidad con otros países en materia tecnológica.
Sin embargo, para la consecución de estos objetivos es necesario “materializar una
apuesta mayor y constante” por las renovables dentro de un “marco normativo estable y
una regulación eficaz” que contemple “retribuciones flexibles, propicie el aprovechamiento
de la curva de aprendizaje y con ello la futura reducción de costes en cada tecnología, y
comprenda dicha evolución de costes”.
En este sentido, Fabra propone la celebración de una serie de subastas periódicas que
sirvan de vía de información y comunicación entre el Estado, que “no conoce realmente ni
el estado ni el costo de los sectores”, y los inversores, que “verdaderamente son los que
ponen el dinero, conocen por dónde va el mercado y pueden por tanto reconocer las
tarifas idóneas y ajustadas al coste de la tecnología en cada momento”, explica.
Sin embargo, para que dichos empleos no se vean amenazados por las nuevas medidas,
el liderazgo tecnológico de España no sea puesto en entredicho, se alcance la producción
electrica libre de emisiones en 2050, y sea posible una reducción de precios en el
mercado eléctrico como resultado de la evolución tecnológica, “es fundamental y
totalmente necesario dar al sector el impulso continuado que requiere y hacerlo de un
modo mejor mediante retribuciones ciertas y no a base de medidas que desincentivan a
futuros inversores por temor a la aplicación de recortes retroactivos”. “Tenemos que
seguir invirtiendo hoy para que esto se traduzca en aprendizaje y en precios muy
inferiores en 2020 o 2030”, ha agregado la profesora de Economía en la Universidad
madrileña Carlos III.
Por el contrario, “si nos detenemos a medio camino, en el futuro nos costará mucho más
desarrollar las tecnologías renovables y hacerlo a menores costes. El futuro será más
caro que el presente si cesamos ahora en renovables, ya que las inversiones presentes
se traducen en menores precios en el mercado eléctrico en el futuro".
Durante su intervención en las jornadas, Fabra también ha introducido otros posibles
mecanismos de mercado para la incorporación de la nueva potencia renovable tales como
la introducción de cambios en la regulación de las instalaciones que pertenecen al parque
histórico de antes de 2007, y que las retribuciones para las centrales nucleares e
hidroeléctricas sean recuperadas y reorientadas para las energías renovables actuales, a
fin de poder hacer sostenible el sector eléctrico en los años venideros.
Todos estos instrumentos permitirían mantener el “inseparable binomio sostenibilidad
económica y ambiental” e impulsaría un escenario global sostenible con “menos nuclear y
más renovables” de aquí a 2030. Además, la apuesta por sistemas energéticos
alternativos puede llegar a suponer un ahorro de 100.000 millones de euros para el
consumidor en las próximas décadas, apunta Fabra.
En cuanto al factor internacionalización, Fabra estima que este componente es
“fundamental” para las empresas porque “genera empleo y consolida liderazgo”, pero
advierte de que “debe existir previamente una sólida y potente infraestructura industrial
dentro de España para, a partir de ahí, tener éxito fuera”.
Hacia la competitividad en nuevos sectores
El ciclo sobre energías renovables organizado por Focus-Abengoa y la Universidad
Menéndez Pelayo ha contado asimismo con la participación del profesor de Teoría
Económica en la UPO José María O´Kean, quien apunta que los principales “fallos y
carencias” de España radican en la “regulación del mercado laboral” y los “métodos de
financiación”. “La crisis ha destruido el tejido productivo anterior y hay que buscar otro
para ir situándonos en nuevos sectores competitivos”, señala.
“El problema es el miedo que le tenemos a la tecnología siendo ésta la clave del futuro
para la industria renovable y para prácticamente todos los sectores”, agrega. “Debemos
acceder a los mercados internacionales para que nuestras empresas sean competitivas,
por ahí empieza todo, pero esto dependen en gran medida del entorno institucional, de
cómo se utilicen los recursos y también del coste de las energías”, ha puntualizado. De
cualquier forma, “debemos aprovechar los centros, grupos de investigación y empresas
de referencia mundial con los que cuenta España y Andalucía”, ha afirmado el
economista.
O’Kean apuesta asimismo por avanzar hacia un modelo de regulación “pensando en el
consumidor y no regulado por la propia oferta con grandes lobbies de producción”. "El
lobby está arrasando al sector de las renovables y algo pasa porque no se regula con
eficiencia económica”, ha finalizado.
Por último, el catedrático de Termodinámica en la Escuela Superior de Ingenieros de
Sevilla y presidente del Centro Tecnológico Avanzado de Energias Renovables (CTAER),
Valeriano Ruiz, ha apostado por dar continuidad a la industria renovable para que “no
haya una constante fuga de cerebros” en el área de Ingeniería de las Universidad
españolas y por reorganizar bien los recursos existentes para que el modelo energético
sea sostenible y eficiente.
LAS ENERGÍAS RENOVABLES
COMO CREADORAS DE
EMPLEO
Según el IRENA los costes de extracción de la solar han caído un 60% en dos años. Las
renovables crearán 4 millones de empleos en los próximos años.
Los costes de generación de la energía procedente de fuentes renovables son cada vez
más baratos según un estudio publicado por el Organismo Internacional de Energía
Renovable (IRENA), desafiando desde hace mucho tiempo los mitos que la tecnología de
energía limpia es demasiado caro para adoptar.
Según el estudio realizado, los costes asociados a la extracción de energía de los paneles
solares se han reducido hasta en un 60 por ciento en los últimos dos años.
El precio de la generación de energía de fuentes renovables, incluyendo eólica, la
hidroeléctrica, la solar y la biomasa, también ha caído. Adnan Amin, director general de
IRENA declaró que “uno de los mitos perpetrados por grupos de presión de la industria es
que la energía renovable es demasiado caro”.
Estos costes están bajando de manera exponencial y la generación de electricidad por
estos medios limpios tienen ahora un coste competitivo comparado con muchas
tecnologías tradicionales de combustibles fósiles.
Desde el IRENA se completa los resultados del estudio afirmando que “la inversión en
energías renovables ya no es un nicho, sino más bien representa la mayor parte de las
inversiones en la generación de energía global”.
Los mercados de generación de energía renovable están creciendo muy rápido lo que
favorecerá nuevas reducciones de costes y que ya en 2011 superó la inversión en las
mismas superó los 257.000 millones de dólares.
Un segundo estudio publicado por el IRENA estima que las energías renovables van a
crear en el mundo un mínimo de cuatro millones de puestos de trabajo sólo en el sector
eléctrico en las zonas rurales del mundo en desarrollo.
En la actualidad, hay cinco millones de empleos en todo el mundo en el sector de las
energías renovables y más de 1,3 millones de personas, principalmente en África y Asia,
que no tienen acceso a la electricidad.
Fundada en 2009, IRENA es una organización intergubernamental creada para promover
el uso generalizado de las fuentes de energía renovables. Cuenta con más de 155
estados miembros y tiene su sede en Abu Dhabi.
ENERGÍA RENOVABLE GENERADORA DE EMPLEOS
Las energías renovables garantizán 20 millones de empleos verdes a nivel mundial
El Observatorio de la Sostenibilidad en España (OSE) sugiere cuatro recomendaciones
principales de cara a esta Conferencia Internacional, que se recogen en la publicación
Retos para la Sostenibilidad: Camino a Río+20
Este es uno de los resultados que se lograría si se optara decididamente por una
economía verde e inclusiva, tal como se plantea en el informe del OSE "Retos para la
Sostenibilidad: Camino a Río+20" de cara a la Conferencia Río+20
El Observatorio de la Sostenibilidad en España (OSE) sugiere cuatro recomendaciones
principales de cara a esta Conferencia Internacional, que se recogen en la publicación
Retos para la Sostenibilidad: Camino a Río+20. La Cumbre de Río+20 tendrá lugar del 20
al 22 de junio de 2012 en Río de Janeiro, Brasil.
I) Asumir el reto político y social para impulsar la economía verde en un modelo de
desarrollo más sostenible ambiental y socialmente con creación de empleos verdes y
como respuesta estratégica a la crisis sistémica y el cambio global.
Una transición justa y generalizada a una economía verde permitiría obtener ingresos per
cápita más elevados que los de los modelos económicos actuales, al mismo tiempo que
reduciría la huella ecológica casi en un 50% en el 2050, con un ahorro de recursos y
liberación de espacio ambiental.
Si se invirtiera cada año el 2% del PIB mundial, la economía mundial mantendría niveles
de actividad semejantes a los actuales, o incluso mayores, pero sin agravar los riesgos de
las crisis asociados al modelo actual de alto consumo de recursos. En 2030 las energías
renovables podrían generar 20.400.000 empleos verdes a nivel mundial (PNUMA y OIT:
Informe Empleos Verdes).
II) La economía verde permite reforzar una economía hipocarbónica con políticas de
mitigación y estrategias de adaptación al cambio climático y la restructuración del modelo
energético con energías renovables que favorezca las actuaciones de progreso de los
países más vulnerables.
El desafío consiste en aumentar el acceso de los pobres a la energía sin aumentar las
emisiones de carbono. Especialmente a los 1.500 millones de personas que no tienen
acceso a la energía eléctrica y a los 3.000 que siguen dependiendo de la biomasa.
Otro tema de interés es la “pobreza energética”. La pobreza energética de los hogares se
produce cuando las familias son incapaces de pagar una cantidad de servicios
energéticos suficiente para satisfacer sus necesidades domésticas y/o se ven obligadas a
destinar una parte excesiva de sus ingresos a pagar la factura energética. Se estima que
la pobreza energética afecta al 10% de los hogares españoles.
III) La economía verde se basa en el desacoplamiento del desarrollo y las presiones
ambientales, refuerza la gestión sostenible de los servicios ecosistémicos, y fomenta la
revalorización del capital natural, al tiempo que plantea una contabilidad de los servicios
de los ecosistemas.
También es fundamental fomentar la asignación de precios correctos mediante la
aplicación de instrumentos económicos, fiscales y mecanismos de mercado que
complementen y refuercen los sistemas de regulación normativa.
El sistema de contabilidad tradicional excluye los cambios cualitativos y cuantitativos del
medio ambiente, lo que imposibilita una visión real del estado del bienestar de las
sociedades. La medición más allá del PIB, con la evolución hacia un conjunto de
indicadores que midan el stock y los flujos de los recursos naturales, es fundamental para
contabilizar el desarrollo humano.
IV) Apoyar la transición justa hacia una economía verde potenciando esquemas de
Gobernanza local y global para la sostenibilidad.
Los gobiernos desempeñan un papel básico para hacer posible la transición hacia el
desarrollo sostenible, modificando leyes y políticas e invirtiendo dinero público en riqueza
pública.
Es necesario plantear una reforma más amplia del marco institucional para el desarrollo
sostenible, y dentro de ese contexto queda patente la necesidad de reforzar la
gobernanza ambiental en todos los ámbitos (local, nacional y mundial).
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ANEXOS
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