2014 Una mirada de largo plazo sobre la

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FOTO DE TAPA: Vista de la Central Hidroeléctrica Alicurá, emprendimiento emplazado sobre
el río Limay, provincias de Neuquén y Río Negro, República Argentina,
inaugurado en el año 1984. Equipado con una potencia de 1.000 MW es
capaz de abastecer al Sistema Argentino de Interconexión con una energía
media anual de 2.200 GWh.
Versión final
AUTOR: Guillermo Víctor Malinow, Ingeniero Civil Hidráulico (UBA); Consultor en Seguridad
Hidrológica de Presas, Recursos Hídricos y Medio Ambiente; [email protected]
Buenos Aires, República Argentina
noviembre de 2014
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CONTENIDO
1.- LOS PROYECTOS HIDRÁULICOS DE PROPÓSITOS MÚLTIPLES
2.- ESTADO DE SITUACIÓN DEL SECTOR HIDROELÉCTRICO
3.- POSIBLE DEMANDA DE HIDROELECTRICIDAD 2015-2035
4.- PROYECTOS PARA UNA OFERTA HIDROELÉCTRICA
5.- LA MATRIZ ELECTRICA ARGENTINA
6.- INVERSIÓN NECESARIA
7.- FORMAS POSIBLES DE FINANCIAMIENTO
8.- REFLEXIONES FINALES
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1.- LOS PROYECTOS HIDRÁULICOS DE PROPÓSITOS MÚLTIPLES
El crecimiento de la demanda de energía eléctrica en Argentina pone de manifiesto la necesidad
de diversificar las fuentes de abastecimiento, el aumento del precio de la energía y la necesidad
de reducir la emisión de gases a la atmósfera favorece el desarrollo de fuentes de energía renovables. La utilización de combustibles fósiles convencionales relativamente baratos va a ser reemplazada progresivamente en el mundo por el empleo de hidrocarburos no convencionales más
caros (shale oil, shale gas, etc.) aspecto que derivará en un aumento del costo de producción de
la energía basada en tales fuentes.
Si bien los costos de implementación de los aprovechamientos hidráulicos de propósitos múltiples constituyen inversiones importantes por la envergadura de la infraestructura involucrada,
como contrapartida sus costos de operación y mantenimiento son sustancialmente menores que
los de otras fuentes de energía por no consumir combustibles para la generación de energía
durante su vida útil.
Los proyectos multipropósito para almacenar agua y proveer energía hidroeléctrica pueden construirse de manera segura, económica y ambientalmente sustentable. Al ser evaluadas las soluciones alternativas que pueden competir con la construcción de una presa, para estimar su valor
económico es imprescindible tener en cuenta el carácter de estos emprendimientos, que además
de la generación de energía eléctrica pueden satisfacer la provisión de agua para riego, uso
industrial o consumo humano, la atenuación de crecidas y protección contra inundaciones, la
recuperación de tierras anegables, la navegación fluvial, el desarrollo del turismo y la recreación,
entre otras, aspectos no disponibles en otros tipos de alternativas que se quieran comparar.
Las presas, embalses y obras complementarias ejecutadas en el país antes de la década del ’80
del siglo XX se llevaron a cabo sin profundizar sobre aspectos ambientales y sociales asociados,
sin embargo hay que admitir que la construcción de este tipo de obras trae aparejado impactos
ambientales adversos. La tecnología de la industria hidroeléctrica ha recorrido un largo camino
en términos de poder interpretar y mitigar tales efectos sobre el medio ambiente y el país adquirió
valiosa experiencia en este sentido a través de las agencias estatales Agua y Energía Eléctrica
(AyEE) e HIDRONOR Hidroeléctrica Norpatagónica, así como de las entidades binacionales
Yacyretá y Salto Grande.
La situación actual muestra que todo nuevo proyecto de este tipo involucra el enfoque ambiental,
con todo un cúmulo de estudios a la par del hidráulico, geológico, sísmico o estructural, y recomendaciones que entre otras cuestiones incluyen el desarrollo de planes comunicacionales, de
mitigación, compensación, monitoreo y contingencias.
Desde el punto de vista de un sistema eléctrico interconectado puede afirmarse que la flexibilidad
del aprovechamiento de los recursos hídricos para generar electricidad es fundamental para responder de inmediato a las variaciones de la demanda de energía, contribuyendo al mismo tiempo
al desarrollo de otras fuentes intermitentes de producción, tales como la solar y la eólica, que
son menos flexibles para atender variaciones de la demanda. En consecuencia, la energía almacenada en el agua realza la confiabilidad del sistema de forma limpia y eficiente, con la ventaja
de que la utilización de un recurso renovable como es el recurso hídrico no implica un consumo
extractivo ni una alteración de las calidades del agua, en otras palabras se conserva su cantidad.
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2.- ESTADO DE SITUACIÓN DEL SECTOR HIDROELÉCTRICO
En la década del ’90 del siglo pasado, los aprovechamientos hidroeléctricos de propiedad del Estado nacional, operados entonces por AyEE e HIDRONOR, fueron concesionados mediante el
proceso de privatización llevado a cabo. Dichas obras de generación, que reunían una potencia
instalada de 5.849 MW, fueron organizadas en 13 unidades de negocio, representando actualmente en el SADI1 el 52,7% de la potencia hidráulica instalada y todas las centrales producen, en
un año de hidraulicidad media, una energía de 18.117 GWh, valor que representa el 40,7% de la
generación hidroeléctrica total aportada al sistema.
A su vez deben considerarse las dos centrales hidroeléctricas binacionales, cuya producción se
reparte entre los países socios, en efecto el reparto de la producción de energía eléctrica de la
Central Hidroeléctrica Salto Grande es del 50% tanto para la Argentina como para el Uruguay,
mientras que en la Central Hidroeléctrica Yacyretá el reparto de la producción es actualmente
del orden del 90% y 10% para Argentina y Paraguay, respectivamente, si bien el reparto debe
ser del 50% para cada país, el Paraguay le vende a la Argentina el remanente de la generación
hidroeléctrica, magnitud que es computada dentro de la producción eléctrica que abastece la
demanda del SADI.
En síntesis la potencia hidráulica que aportan estos dos aprovechamientos es de 3.735 MW, el
33,6% del total con que cuenta el sistema argentino y a su vez producen una energía hidroeléctrica de 21.906 GWh con destino a dicho sistema, valor que representa el 47,3% del total proveniente de fuentes hídricas. El 12,0% restante de la generación hidroeléctrica que recibe el SADI
proviene de diferentes aprovechamientos hidroeléctricos y centrales hidráulicas de menor porte
distribuidas en variadas regiones del país.
Retomando el tema de los contratos de concesión antes citados, éstos comienzan a vencer a partir
del año 2023 momento en el cual, salvo situaciones particulares perfectamente establecidas, el
dominio y la posesión de los equipamientos de las concesionarias se transferirán de pleno derecho
al Estado nacional, ocasión que será menester tener definido bajo qué régimen continuarán en
operación tales emprendimientos, sea mediante la extensión de los plazos de concesión, o de
nuevas concesiones o bien a través de empresas que se implementen dentro de la órbita del mismo
Estado nacional, es decir inclinarse por un proceso de estatización parcial o total.
Concluido el ya mencionado proceso de privatización de emprendimientos hidroeléctricos, el Sector
por diversas causas ha sufrido una involución. Es así que desde la puesta en servicio de los aprovechamientos hidroeléctricos Piedra del Aguila y Yacyretá, este último operando en la cota intermedia
de 76,00 m.s.n.m., el sistema luego de transcurridos 21 años incrementó en el entorno de un escaso
19% la potencia así como la generación de energía que aportan al SADI, porcentaje logrado por la
incorporación de los emprendimientos Nihuil IV, Pichi Picún Leufú, Potrerillos y Los Caracoles y
Punta Negra aún en construcción, a lo cual se sumó el aporte con destino al SADI de la central
hidroeléctrica Yacyretá por haber alcanzado su embalse la cota 83,00 m.s.n.m. definitiva.
3.- POSIBLE DEMANDA DE HIDROELECTRICIDAD 2015-2035
Para los últimos 21 años (período 1992-2013) la serie de la demanda de energía eléctrica anual del
MEM2 mostró una tasa media de crecimiento del 4,26 % anual acumulado (a.a.), teniendo en cuenta
1
SADI: Sistema Argentino de Interconexión
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista
2
5
ese valor se proyectó la demanda de energía hasta el año 2035 con tasas de crecimiento del mismo
orden o menor, habiéndose simulado la evolución de la misma con tasas del 4,0 % y 3,5% a.a.
Con el supuesto de una generación hidroeléctrica que contribuya entre 35% y 40% a la matriz
eléctrica, hasta el año 2035 habría que adicionar este tipo de generación con magnitudes que
van desde 52.270 GWh/año a 78.480 GWh/año, es decir incrementar en un 117% y un 176%,
respectivamente, el umbral de 44.560 GWh asumido como energía media anual para el año 2014
de acuerdo a la capacidad de generación de energía de origen hídrico del MEM en un año de
hidraulicidad media global.
El valor inferior de los dos antes citados totaliza para el año 2035 una generación media anual
del MEM de 96.830 GWh, al que si le deducimos la parte que Argentina le compra actualmente
al Paraguay, queda una generación propia del país del orden de 88.800 GWh. Este valor está
lejos todavía del estimado preliminarmente como potencial hidroeléctrico técnicamente explotable3 del país que sería de 141.000 GWh, es decir que en el futuro subsiguiente a esta proyección
existiría margen aún para incrementar la generación hidroeléctrica nacional en un 58,8%.
Dada la situación de estrechez por la que atraviesa actualmente el parque generador interconectado,
sería menester realizar ingentes esfuerzos para reducir progresivamente el consumo de energía
eléctrica vía programas UREE4. En ese sentido el Poder Ejecutivo Nacional, por Decreto Nº 140/2007
declaró de interés y prioridad nacional el uso racional y eficiente de la energía en todo el territorio del
país. Solamente con poder pasar de una tasa de crecimiento de la demanda del 4% a.a. al 3,5% a.a.,
que son los valores de la banda adoptada en este análisis, el consumo de energía eléctrica se reduciría en el año 2035 del orden de 31.000 GWh, es decir se lograría una reducción del 11%.
Según CAMMESA5, a una tasa real de 0,23 M m3 de GN/GWh registrada en el año 2013 por las
centrales térmicas que emplean gas natural (GN), la reducción antes mencionada representa el 51%
de toda la energía eléctrica generada ese año por dicha tecnología. Tal ahorro sería de 7.130 M m3
de GN, volumen que a un precio final estimativo para el año 2015 de 0,384 u$s/m 3, mix en igual
proporción entre los precios que puede pagarse para el gas boliviano y el GNL que se transporta vía
marítima, representaría para ese entonces una erogación del Estado de 2.738 M u$s en importación
de GN, si todavía se continuara recurriendo a este procedimiento para disponer de tal fluido.
Se entiende por UREE todas las acciones que se puedan realizar en las diversas etapas del
quehacer energético para optimizar su uso, partiendo de los recursos, pasando por los servicios,
hasta llegar al nivel de los consumidores, y desde el punto de vista técnico-económico es el
manejo planificado de la energía requerida para la producción o la prestación de un servicio.
Ciertas experiencias muestran cómo a través de la información y capacitación de los ciudadanos
se puede llegar a un uso eficiente y responsable de la energía eléctrica que permita enfrentar y
evitar problemas futuros de abastecimiento.
Algunos esfuerzos realizados muestran que en el ámbito nacional la Secretaría de Energía de la
Nación, en pos de lograr la eficiencia energética en edificios públicos se creó el PROUREE 6, y
además se puso en marcha el Proyecto de Alumbrado Público en Municipios. Esta misma Secretaría se propuso aplicar un sistema de premios y castigos sobre los usuarios e implementó una
nueva versión del PUREE7, que estableció un sistema de bonificaciones para quienes ahorren
y cargos adicionales para quienes se excedan en el consumo de electricidad.
3
Estimación preliminar para la República Argentina elaborada a partir del cómputo de todos los proyectos
hidroeléctricos de una potencia P ≥ 1 MW y repartos de la energía del 50% para los emprendimientos binacionales, por DEVOTO, Gustavo A.; CARDINALI, Luis M. y MALINOW, Guillermo V., (inédito), 2014.
4
UREE: Uso Racional y Eficiente de la Energía
5
CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A
6
PROUREE: Programa de Ahorro y Eficiencia Energética en Edificios Públicos
7
PUREE: Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica
6
El mencionado programa alcanza en grandes rasgos a los usuarios residenciales, comerciales e industriales (excluido el alumbrado público) abastecidos por las empresas concesionarias
del servicio de distribución eléctrica del Área Metropolitana Buenos Aires y del Gran La Plata, no
obstante las jurisdicciones provinciales fueron invitadas a participar del Programa.
4.- PROYECTOS PARA UNA OFERTA HIDROELÉCTRICA
La Secretaría de Energía de la Nación cuenta con documentación relativa a estudios básicos, desarrollos de ingeniería y planos de una cantidad importante de proyectos hidráulicos de propósitos múltiples elaborados en las décadas del ’70 y ’80 del siglo pasado por AyEE e HIDRONOR, en los cuales
la generación de hidroelectricidad era el principal objetivo del aprovechamiento o era complementario
con otras funciones asignadas a la obra. Estos poseen diversos grados de avance, enfocados con
pautas que son menester adaptar a los criterios técnicos, ambientales y económicos actuales.
No hay dudas de que es el Estado el que debe tomar a su cargo la revisión y actualización de
los estudios y proyectos hidráulicos de usos múltiples en cartera, afirmación basada en que después del proceso de privatización de centrales hidroeléctricas ningún inversor privado demostró
interés para asumir a su cargo el riesgo de profundizar los estudios de aquellos proyectos que
requerían avanzar en su desarrollo.
Es así entonces que el mismo Estado debe revisar la mayoría de los estudios antes mencionados, ya que representa un valioso capital reunido durante el esfuerzo de muchos años. Éstos
pueden sufrir cambios en su concepción, modificarse la potencia o la energía capaz de producir
o inclusive dejar de ser viables al tener que considerarse ahora aspectos tales como:

Disponibilidad de técnicas de investigación más modernas y confiables

Nuevas técnicas de diseño y construcción de presas

Mayor rigurosidad en las acciones sísmicas consideradas

Mayor rigurosidad con los criterios para estimación de las crecidas de diseño de las presas

Mayores condicionantes de tipo ambiental para la ejecución de los proyectos

Consecuencias de los impactos debidos a cambios en los sistemas climáticos
Con una visión de largo plazo y para mantener una participación razonable de la hidroelectricidad
en la matriz eléctrica, se seleccionaron como posible oferta 30 proyectos hidráulicos de propósitos
múltiples en cartera, que figuran en la Tabla Nº 1, los que cumplen con la condición de maximizar
la energía media anual a suministrar al SADI. Este conjunto de proyectos produciría 60.752 GWh,
a lo cual se debe deducir como mínimo un 10 % para considerar las pérdidas por subtransmisión,
transporte y distribución, de modo que con este escenario que denominaremos Hipótesis 1 (H 1),
se podría disponer entonces de un incremento total destinado al sistema del orden de 54.700 GWh.
Como ya se mencionó en el Punto 3, a razón de un consumo de 0,23 M m3 de GN/GWh empleado
por las centrales térmicas del MEM en el año 2013, a una tasa de 0,384 u$s/m3 GN importado, por
la sustitución de GN que requerirían las centrales térmicas para producir esa cantidad de energía
eléctrica, ello implicaría un ahorro total de 4.818 M u$s en el período 2015-2035.
En el Gráfico Nº 1 se puede apreciar la incorporación de generación hidroeléctrica durante el
período analizado, evolución que se ubica más próxima a la que surge de proyectar con una tasa
de crecimiento de la demanda del 3,5% a.a. y una participación del 35% en la matriz, que la de
un crecimiento del 4,0% a.a. y una participación tendiendo al 40%.
7
Tabla Nº 1
H 1: LISTA PRELIMINAR DE PROYECTOS HIDROELECTRICOS A INCORPORAR EN 2015-2035
Denominación
Río
Provincia
Potencia
[MW]
Energía Media
Anual
[GWh/año]
Plazo de
Ejecución
(años)
3.420
16.740
10,0
A.H. Corpus (90% Argentina)
Paraná
Misiones
C.H. Aña Cuá (90% Argentina)
Paraná
Binacional
243
1.800
3,0
Ampliación C.H.Yacyretá (90% Arg.)
Paraná
Binacional
432
2.700
3,0
A.H. Garabí (50% Argentina)
Uruguay
Binacional
576
2.985
5,0
A.H. Panambí (50% Argentina)
Uruguay
Binacional
524
2.738
5,0
A.H. Punta Negra
San Juan
San Juan
62
296
final. 2016
A.H. Cordón del Plata I
Mendoza
Mendoza
847
2.291
5,0
A.H. Cordón del Plata Il
Mendoza
Mendoza
214
443
5,0
A.H. Cordón del Plata III
Mendoza
Mendoza
325
560
5,0
A.H. Los Blancos I
Tunuyán
Mendoza
324
900
A.H. Los Blancos II
Tunuyán
Mendoza
162
450
A.H. Portezuelo del Viento
Grande
Mendoza
216
887
6,0
A.H. Allen
Río Negro
Río Negro
170
1.025
4,5
A.H. Chichinales
Río Negro
Río Negro
556
3.414
6,0
A.H. Chimpay
Río Negro
Río Negro
230
1.212
4,0
A.H. Mainqué
Río Negro
Río Negro
174
1.053
4,5
A.H. Chihuido I
Neuquén
Neuquén
637
1.750
6,5
A.H. Chihuido II
Neuquén
Neuquén
234
1.075
3,5
C.H. El Chañar
Neuquén
Neuquén
69
366
3,0
A.H. Pini Mahuida
Neuquén
Neuquén
320
1.409
4,5
A.H. La Invernada
Neuquén
Neuquén
320
1.402
4,5
A.H. Cerro Rayoso
Neuquén
Neuquén
261
1.144
4,5
A.H. Rahueco
Neuquén
Neuquén
900
1.510
?
A.H. Rincón de la Media Luna
Aluminé
Neuquén
270
1.127
4,5
A.H. Talhelum
Aluminé
Neuquén
240
1.008
4,5
A.H. La Rinconada
Aluminé
Neuquén
200
860
4,5
A.H. Corral de Piedra
Collun Cura
Neuquén
376
1.492
5,0
A.H. Michihuao
Limay
Neuquén / Río
Negro
621
2.869
7,5
A.H. Pte. Néstor Kirchner
Santa Cruz
Santa Cruz
1.140
3.380
5,0
A.H. Gdor. Jorge Cepernic
Santa Cruz
Santa Cruz
600
1.866
5,0
14.663
60.752
5,0
8
Cabe mencionar que la potencia hidráulica que aportarían los proyectos hidroeléctricos incluidos
en la Tabla Nº 1 sería de 14.663 MW, valor que representa un aumento del 232% respecto de la
potencia hidráulica instalada en el MEM en el año 2013. Ese aporte permitiría atender una demanda del 4% a.a. para una participación en la matriz de fuentes hídricas del 35%.
Gráfico Nº 1
Por otro lado la energía media anual que producirían los proyectos hidroeléctricos seleccionados
en la actualidad como prioritarios por el Estado nacional en coordinación con los estados provinciales involucrados, que se encuentran en proceso licitatorio para adjudicar su construcción y operación, que son incluidos en la Tabla Nº 2, incluyendo la que generará el aprovechamiento hidroeléctrico Punta Negra (en construcción), escenario que denominaremos Hipótesis 2 (H 2), sería de
17.052 GWh.
A ello también debe deducirse como mínimo un 10 % para considerar las ya citadas pérdidas por
subtransmisión, transporte y distribución, de modo que con este conjunto de emprendimientos
se podría disponer solamente del orden de 15.350 GWh, valor que representa el 29,3% del asumido como generación inferior que se requeriría adicionar al sistema con horizonte al año 2035.
9
Cabe reiterar que por los conceptos antes expuestos, los valores de Potencia Instalada y Energía
Media Anual asumidos para los proyectos que han sido tenidos en cuenta en el presente documento, deben considerarse como una primera aproximación para poder analizar la problemática.
Tabla Nº 2
H 2: LISTA DE PROYECTOS HIDROELECTRICOS EN PROCESO
LICITATORIO PARA SU CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN
Denominación
Río
Provincia
Potencia
[MW]
Energía Media
Anual
[GWh/año]
C.H. Aña Cuá (90% Argentina)
Paraná
Binacional
243
1.800
A.H. Garabí (50% Argentina)
Uruguay
Binacional
576
2.985
A.H. Panambí (50% Argentina)
Uruguay
Binacional
524
2.738
A.H. Punta Negra
San Juan
San Juan
62
296
A.H. Los Blancos I
Tunuyán
Mendoza
324
900
A.H. Los Blancos II
Tunuyán
Mendoza
162
450
A.H. Portezuelo del Viento
Grande
Mendoza
216
887
A.H. Chihuido I
Neuquén
Neuquén
637
1.750
A.H. Pte. Néstor Kirchner
Santa Cruz
Santa Cruz
1.140
3.380
A.H. Gdor. Jorge Cepernic
Santa Cruz
Santa Cruz
600
1.866
4.484
17.052
5.- LA MATRIZ ELECTRICA ARGENTINA
La matriz eléctrica argentina depende cada vez más del uso de combustibles fósiles (gas y derivados del petróleo), gran parte de los cuales se deben importar con un esfuerzo significativo para
el erario público. Cabe mencionar que la creciente demanda de energía eléctrica de los últimos
21 años fue cubierta preponderantemente con centrales térmicas.
En el año 2013, según CAMMESA, el parque generador interconectado nacional atendió una demanda total de energía de 129.660 GWh, resultando un 63,9% de origen térmico, 31,1% hidráulico,
4,4% nuclear, 0,6 % entre energía eólica y solar y el resto fue energía importada.
Podría afirmarse que una matriz que incluya una proporción de fuentes de energía adecuada a las
disponibilidades de recursos naturales del país, permite una mejor planificación de la producción y
mejora la gestión del sistema eléctrico. Contar del orden del 40% de generación de origen hídrico,
proporción promedio de energía hidroeléctrica generada en el período 1992-2013, parece un supuesto hacia el cual debería tenderse.
En cuanto a energías renovables actualmente se encuentra en el Congreso de la Nación el proyecto de reforma de la Ley nacional Nº 26.190. El corazón de la propuesta tiene como objetivo
lograr que un 8% de la matriz de energía eléctrica sea aportada por fuentes renovables de cara
al año 2016 y alcanzar un 20% para el año 2025. Esa pretensión representaría poder producir
10
valores de energía de 11.500 GWh y 39.200 GWh, respectivamente, estimados para un crecimiento de la demanda del 3,5% a.a. Cabe mencionar que la generación eólica y solar en el año
2013 fue de solo 462 GWh, de modo que el salto surge significativamente ambicioso.
Respecto de la generación de energía nuclear es decisión del Gobierno nacional reactivar el Plan
Nuclear Argentino elaborado por la CNEA8 y formalizado en el año 2009 por la Ley nacional
N° 26.566. Los objetivos del Plan son terminar y poner en marcha la central nuclear Atucha II,
prolongar la vida de la central nuclear Embalse, construir la 4° y 5° centrales nucleares argentinas
e impulsar el Proyecto CAREM9, tarea encomendada a dicha comisión nacional.
Las centrales nucleares de Embalse y Atucha I, actualmente en operación, generaron en el año
2013 una energía de 5.732 GWh y la puesta en servicio de la central nuclear Atucha II, cuyo
programa de finalización está avanzado, contribuirá con una generación de energía eléctrica de
5.800 GWh. Construir y operar una nueva central nuclear, como podría ser Atucha III, adicionaría
una generación del orden de 5.000 GWh, emprendimiento planificado para estar funcionando en
proximidades del año 2020, y finalmente, como mínimo, reactivar el proyecto CAREM () con la
construcción y operación de la central nuclear CAREM-Formosa que podrá agregar una energía
del orden de 1.000 GWh.
A continuación, considerando los supuestos de contribución de las fuentes eólicas, solares y
nucleares mencionadas, se incluyen los Gráficos Nº 2 y 3 que muestran las hipotéticas composiciones de la matriz eléctrica en los años 2030 y 2035, en un caso si se incorporan los 30 proyectos hidráulicos de propósitos múltiples de la Tabla Nº 1 (escenario H 1) y en el otro si solamente las obras de infraestructura hidráulica se reducen a aquellas incluidas en la Tabla Nº 2
(escenario H 2). De los mismos surge evidente que si no se impulsa el empleo de tecnologías
basadas en fuentes renovables (hídrica, eólica, solar, biomasa, etc.) y la nuclear, la demanda
continuará cubriéndose con centrales térmicas, consumiendo cada vez más combustibles fósiles
(gas natural y derivados del petróleo).
6.- INVERSIÓN NECESARIA
Un detalle no menor es que con el enfoque actual a nivel mundial debe acostumbrarse a que el
costo de los proyectos tenga un alto componente ambiental y social cuestión que pasa a incrementar los presupuestos. Esto evidentemente no pudo tenerse en cuenta cuando se elaboraron
los proyectos, razón por la cual la información disponible sobre costos de los mismos responde
a estimaciones presupuestarias efectuadas a partir de criterios empleados en épocas pasadas.
En la actualidad, considerando un factor de planta cercano a 0,50, se acepta que el costo unitario
de estos proyectos, incluyendo los destinados a atender la problemática ambiental y social,
puede estar en el orden de 2.500 a 3.000 u$s/kW instalado.
Habiéndose adoptado tentativamente un costo de 2.500 u$s/kW para estimar la inversión total en
los proyectos hidráulicos multipropósito seleccionados en este documento, se arribó a una inversión
total de 36.234 M u$s a realizar en las próximas dos décadas. La inversión media anual en el período
2015-2035 resultaría ser de 1.725,438 M u$s, indicándose en el Gráfico Nº 4 una configuración posible de las inversiones de acuerdo a un hipotético cronograma de obras adoptado.
8
9
CNEA: Comisión Nacional de Energía Atómica
CAREM: Central Argentina de Elementos Modulares
11
Gráfico Nº 2
Gráfico Nº 3
12
Gráfico Nº 4
7.- POSIBLES FORMAS DE FINANCIAMIENTO
Haciendo un poco de historia puede mencionarse que en los años ’60 del siglo XX, cuando se
decidió construir el Complejo Chocón - Cerros Colorados, la financiación de los grandes proyectos
que llevó adelante el país se basó en fondos que generaba el mismo “Propietario” en base a su
propia generación eléctrica, o con la asistencia de fondos específicos incluidos en las tarifas de
venta de energía eléctrica, tal como por ejemplo el fondo específico “Chocón - Cerros Colorados”.
Complementariamente las entidades financieras internacionales (BID; Banco Mundial, etc.) aportaron, para algunos proyectos, entre 25% a 40% de la financiación y los proveedores de los equipamientos mecánicos y eléctricos intervinieron con el aporte financiero de parte de los mismos,
principalmente por suministros manufacturados fuera del país.
Este esquema posibilitó la concreción de las principales fuentes de energía hidroeléctrica que
encaró el país, tales como: El Chocón, Cerros Colorados, Salto Grande, Los Reyunos, Alicurá,
Agua del Toro, Yacyretá, Salto Grande, Piedra del Águila, etc., obras que materializaron la mayor
parte del total hidroeléctrico existente en la actualidad. Una alternativa para afrontar el financiamiento de los nuevos proyectos hidroeléctricos, a analizar adecuadamente, podría ser entonces
impulsando nuevamente la creación de fondos específicos para la construcción de presas y centrales hidroeléctricas mediante un cargo en las facturas de electricidad.
13
Es una realidad que las inestabilidades económicas, o cambiarias, en el orden nacional y/o internacional impactan negativamente para atraer inversión privada para proyectos hidroeléctricos,
pero debe tenerse en cuenta que los organismos multilaterales de crédito (BID, Banco Mundial,
BIRF, agencias de países exportadores de equipamientos, etc.), que habían dejado de financiar este
tipo de proyectos a nivel mundial, en los últimos años han revertido esta posición existiendo proyectos en curso de ejecución con financiación proveniente de dichas entidades.
En el esquema actual, el financiamiento adoptado por el país es del tipo PPP (Participación
Público-Privada), por el cual el Estado provincial aporta el recurso hídrico y el territorio, el Estado
nacional da los avales y puede aportar una parte menor de la inversión, y la parte restante de la
misma la debe aportar el grupo inversor privado, siendo el recupero mediante la venta de energía
durante un período de concesión de explotación de la obra.
Algunas provincias, de manera conjunta con el Estado Nacional, están llevando a cabo el proceso
licitatorio de varios de los aprovechamientos hidroeléctricos incluidos en la Tabla Nº 2, con la intención de adjudicar la concesión para su proyecto, construcción, operación y mantenimiento por un
cierto período razonable de años, por los cuales una vez concluido dicho plazo, las obras quedan
como propiedad de la jurisdicción provincial.
Si bien hubo grupos privados nacionales e internacionales interesados en presentar sus ofertas,
al presente no pudo resolverse aún el mecanismo de financiación de las obras. Existen programas del tipo PPP empleados en otras regiones del mundo que han dado resultados satisfactorios,
es menester entonces revisar procedimientos y avales que ofrece el país, reflexionando acerca
del por qué del éxito en ciertos países y de las dificultades en el nuestro.
En el mundo existen inversores interesados en lograr la concesión de este tipo de obras de infraestructura, resta concretar los ajustes necesarios para que la reiniciación de una nueva etapa de incorporación de emprendimientos de este tipo sea una realidad.
8.- REFLEXIONES FINALES
Se estaría en un momento clave para retomar el desarrollo del Sector, por ello es importante
identificar las lecciones aprendidas en el pasado para poder avanzar hacia un desarrollo hidroeléctrico sustentable y para tal fin surge necesario replantear un plan energético global a largo
plazo que permita, en varios años por delante, recuperar la generación de origen hídrico como
una fuente racional, no dependiente y sostenible de energía eléctrica. Estos proyectos significan
energía limpia y barata, y sus obras civiles demandan insumos preferentemente de origen nacional, mano de obra intensiva, y provocan un fuerte impacto que motoriza el desarrollo regional.
Existen señales políticas orientadas a concretar la construcción de presas para cumplir objetivos
diversos, entre los cuales figura la generación hidroeléctrica. En efecto, en el año 2006 la Secretaría de Energía de la Nación, a través de la empresa Emprendimientos Binacionales S.A.
(EBISA), realizó una evaluación expeditiva de 25 aprovechamientos hidráulicos multipropósito
en cartera, que tuvo en cuenta aspectos técnicos, económicos y ambientales. Luego esta Secretaría, mediante Resolución N° 762/2009, creó el “Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas”,
llevado a cabo por las Subsecretarías de Energía Eléctrica y de Recursos Hídricos de la Nación,
con el objetivo de incentivar la construcción de centrales hidroeléctricas y más recientemente,
también dentro de la misma área estatal se inició el desarrollo del "Programa de Estudios en el
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Sector Energético de la República Argentina - PESE", que entre sus componentes incluye estudios tanto de proyectos hidroeléctricos de gran escala como de pequeños aprovechamientos
hidroeléctricos de hasta 30 MW de potencia instalada.
Las presas y embalses comprenden las grandes estructuras ingenieriles, por ello cada proyecto
tiene una problemática muy particular por la cantidad y complejidad de los estudios a desarrollar
hasta alcanzar un nivel de conocimiento y de certezas aceptables para proceder a su construcción (investigación hidrológica, sísmica, geológica, geotécnica, métodos constructivos, materiales disponibles, etc.).
Pensando entonces en un proceso racional para la elaboración de un programa de corto, mediano y largo plazo que apunte a la solución integral de la oferta hidroeléctrica, aprovechando la
experiencia del pasado en materia de construcción y explotación de grandes obras de este tipo,
surge conveniente recrear un ámbito específico desde donde se gestione todo lo inherente al
Sector Hidroeléctrico.
Al Estado le corresponde elaborar la planificación de la energía a corto, mediano y largo plazo,
cabe entonces la imperiosa necesidad de definir una Política de Estado que promueva la construcción de presas con sentido estratégico en el marco de un plan de desarrollo nacional y regional, para ello se debería organizar el funcionamiento de una Agencia que tendría por objeto llevar
adelante el conjunto de tareas necesarias, como ser: la revisión de los proyectos, el desarrollo de
nuevos proyectos, la recepción y adecuación de las obras concesionadas, entre otras.
Está visto que éste es el que debe tomar a su cargo la revisión y actualización de la mayoría de
los proyectos en cartera, ya que después del proceso de privatización ningún inversor privado manifestó interés por el tema. Concretar un plan de obras hidroeléctricas como el que se propone
implicará para la Argentina un esfuerzo técnico, económico, financiero y de gestión mayúsculo,
que obliga a tratar el tema cuanto antes. De materializarse ello, sin dudas, redundará en un
positivo efecto macroeconómico con formidable impacto en la economía del país y de la región
donde se implanten los proyectos.
En otro orden de cosas, el hipotético ahorro de 2.738 M u$s en importación de GN que podría
resultar en el año 2035, como objetivo posible de alcanzar por aplicación de programas UREE
que ya se mencionó en el Punto 3, podría permitir alcanzar un ahorro total de 28.750 M u$s en
los próximos 21 años. En efecto, si se partiera de un “ahorro cero” en el año 2015 y se alcanzara
el ahorro estimado para el año 2035, el monto de ahorro total es el indicado.
Por otra parte la sustitución de energía térmica que emplea GN en su proceso por energía hidroeléctrica, como ya se indicó en el Punto 4, por reducción de la importación de GN implicaría un
ahorro total en el período 2015-2035 equivalente a 4.818 M u$s.
Sumando ambos montos que se han asumido como de posibles “ahorros” se arribaría a un monto
total de 33.568 M u$s, que es del mismo orden que el de la inversión total necesaria para materializar los 30 proyectos de infraestructura hidráulica del escenario H 1 que se ha estimado preliminarmente en 36.234 M u$s, ergo el ahorro en importación de GN, de continuar recurriéndose
a esa vía, financiaría la construcción de tales proyectos.
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