Energía en el Noroeste de la Provincia de Buenos AiresUn abanico de proyectos para una región relegada

Silvina Carrizo, CONICET CEUR Centro de Estudios Urbanos y Regionales – UNNOBA Universidad Nacional del Noroeste de la Provincia de Buenos Airesscarrizo@conicet.gov.ar Teléfono de contacto: 0054 11 15 6420 2341

Paula Finaroli, UNNOBA paula_finarolli@hotmail.comJuan Pablo Longinotti, UNNOBA juan_pablo_longinotti@hotmail.comMartin Montecelli, UNNOBA martinmontecelli@hotmail.comCarola Skeppted, UNNOBA carolaskeppstedt@gmail.com

En Argentina, las redes no han crecido de manera concomitante con las demandas energéticas y se han acumulado limitaciones en las capacidades de producción, transporte y distribución. La situación es desigual en los territorios, habiendo regiones cuyo aprovisionamiento ha quedado relegado y dependiendo en buena medida de las iniciativas de gestión a distintos niveles. Así el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires se encuentra en una situación deficitaria, como un ángulo muerto en los planos gasífero y eléctrico.

Históricamente, el Estado ha tenido distintos grados de participación en las actividades energéticas y desde principios de siglo XXI tiende a reposicionarse en el sector. Con las políticas actuales, a nivel nacional, mientras se refuerza un sistema dependiente de los hidrocarburos, se apoya el aprovechamiento de fuentes alternativas; a nivel local, iniciativas públicas y privadas buscan explotar energías renovables.

Las redes de biocombustibles, apoyadas en redes organizativas que involucran al Estado, empresas, universidades e institutos de investigación (INTA) han avanzado rápidamente. Argentina se convirtió en el mayor exportador mundial de biodiesel de soja y aprovisiona su mercado interno desde 2010. También incorporó el uso de bioetanol de caña y grandes proyectos de bioetanol de maíz están en ejecución. La región del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires dispone de potencial energético local, en el uso de biomasa por su riqueza agrícola. Pese a ser dependiente en términos energéticos y ser epicentro de la producción sojera y maicera, la región no produce agrocombustibles.

Un abanico variado de proyectos energéticos busca cubrir déficits o mejorar la seguridad y eficiencia energética regional; incluso, ser una alternativa económico-productiva. Este trabajo da cuenta del relevamiento de proyectos y análisis realizado para la región del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires. Se recopiló y trató información espacial, cuantitativa y cualitativa. Las entrevistas a informantes claves en Capital Federal, La Plata y los municipios, son parte fundamental de esta investigación. De fuerte base empírica, este análisis ilustra transformaciones en la geografía argentina de la energía para reflexionar sobre los cambios que se dan en el aprovechamiento de los recursos energéticos y productivos locales, en la autonomía energética de los territorios y en la competitividad regional.

Código del Eje Temático: 7Eje Temático Propuesto: Gestión de recursos energéticos

Energía en el Noroeste de la Provincia de Buenos AiresUn abanico de proyectos para una región relegada

Silvina Carrizo, CONICET CEUR Centro de Estudios Urbanos y Regionales – UNNOBA Universidad Nacional del Noroeste de la Provincia de Buenos Airesscarrizo@conicet.gov.ar Teléfono de contacto: 0054 11 15 6420 2341

Paula Finaroli, UNNOBA paula_finarolli@hotmail.comJuan Pablo Longinotti, UNNOBA juan_pablo_longinotti@hotmail.comMartin Montecelli, UNNOBA martinmontecelli@hotmail.comCarola Skeppted, UNNOBA carolaskeppstedt@gmail.com

Introducción

En Argentina, las redes no han crecido de manera concomitante con las demandas energéticas y se han acumulado limitaciones en las capacidades de producción, transporte y distribución. La situación es desigual en los territorios, habiendo regiones cuyo aprovisionamiento ha quedado relegado y dependiendo en buena medida de las iniciativas de gestión a distintos niveles. Así el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires se encuentra en una situación deficitaria, como un ángulo muerto en los planos gasífero y eléctrico. Por ángulo muerto, se entiende ese espacio que pareciera escapar o resulta inaccesible al campo de visión, esa zona que no es cubierta desde los « centros ».

Históricamente, el Estado ha tenido distintos grados de participación en las actividades energéticas y desde principios de siglo XXI tiende a reposicionarse en el sector. Con las políticas actuales, a nivel nacional, mientras se refuerza un sistema dependiente de los hidrocarburos, se apoya el aprovechamiento de fuentes alternativas; a nivel local, iniciativas públicas y privadas buscan explotar energías renovables.

Las redes de biocombustibles, apoyadas en redes organizativas que involucran al Estado, empresas, universidades e institutos de investigación (INTA) han avanzado rápidamente. Argentina se convirtió en el mayor exportador mundial de biodiesel de soja y aprovisiona su mercado interno desde 2010. También incorporó el uso de bioetanol de caña y grandes proyectos de bioetanol de maíz están en ejecución. La región del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires dispone de potencial energético local, en el uso de biomasa por su riqueza agrícola. Pese a ser dependiente en términos energéticos y ser epicentro de la producción sojera y maicera, la región no produce agrocombustibles. Paradójicamente un abanico de proyectos energéticos –convencionales o alternativos, desde Nación, Provincia o locales- busca cubrir los crecientes déficits y mejorar la seguridad y eficiencia energética regional; incluso, ser una alternativa económico-productiva.

Este trabajo da cuenta del relevamiento de proyectos y análisis realizado para la región del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires. Se recopiló y trató información espacial, cuantitativa y cualitativa. Las entrevistas a informantes claves en Capital Federal, La Plata y los municipios, son parte fundamental de esta investigación. De fuerte base empírica, este análisis ilustra transformaciones en la geografía argentina de la energía para reflexionar sobre los cambios que se dan en

el aprovechamiento de los recursos energéticos y productivos locales, en la autonomía energética de los territorios y en la competitividad regional.

Este texto aborda elementos claves para entender cómo se están modificando las redes energéticas en Argentina y en la región del Noroeste de la provincia de Buenos Aires. Está estructurado en tres partes. La primera parte está referida a la perspectiva energética nacional. La segunda está dedicada a los proyectos de energía convencional –sistema interconectado de electricidad y red de gas- en la región. La tercera trata sobre proyectos alternativos que se plantean desde los niveles nacional, provincial y local.

1. Un país a hidrocarburos

Argentina es un país líder mundial en consumo de gas, del que depende en un 52% para satisfacer sus necesidades. Mientras que el gas natural y el petróleo sumados cubren en promedio, 57% de las necesidades mundiales; en Argentina, su participación llega a 84% (BP 2010).

El uso del gas natural –más barato y menos contaminante que el petróleo- ahora está siendo promovido en muchos lugares del mundo con distintos fines. Pero en Argentina tuvo un desarrollo pionero y constante, desde los años 1950, a través del impulso dado por la empresa nacional Gas del Estado Sociedad del Estado. La utilización de gas natural se fue expandiendo con el tendido de las redes de transporte y distribución que llegaron incluso a puntos del país, distantes de las cuencas hidrocarburíferas (15.000 km de gasoductos tendidos entre 1949 y 2010).

La utilización de gas además ha sido diversificada. Se logró que se dispusiera de gas para calefacción y cocción y que se industrializara. En Argentina se producen derivados del gas en diversas plantas, como en la de Fábrica militar Río Tercero que desde 1960 produce amoníaco y ácido nítrico. El sector también atrajo grandes inversiones de firmas transnacionales como la planta de amoníaco (600.000 T/año) y urea (1.070.000 T/año) instalada en Bahía Blanca por Agrium e YPF, entonces la más grande del mundo en su género. Además desde el Estado en los años 1980 –relativamente temprano- se apoyó la conversión de los autos a gas natural comprimido GNC y Argentina llegó a tener el parque automotor a GNC más grande del mundo. En los años 1990, la utilización de gas para generación de electricidad cobró un lugar importante en el sistema nacional. Se pusieron en funcionamiento centrales eléctricas a gas, especialmente de ciclo combinado, muy eficientes, en distintos lugares. El gas llegó a aportar 98% de la electricidad de origen térmico del país en 2002 (el 2% restante fue provisto por el fuel oil y el carbón).

De ese modo, progresivamente, ha aumentado la parte del gas en la matriz energética nacional: a principios de la década de 1990, su aporte superó el del petróleo y siguió creciendo (grafico N° 1).

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2009; Hidroelectrica; 12.2629404021282

2010; Hidroelectrica; 11.9245891322124

1965; Otras renovables; 01966; Otras renovables; 01967; Otras renovables; 01968; Otras renovables; 01969; Otras renovables; 01970; Otras renovables; 01971; Otras renovables; 01972; Otras renovables; 01973; Otras renovables; 01974; Otras renovables; 01975; Otras renovables; 01976; Otras renovables; 01977; Otras renovables; 01978; Otras renovables; 01979; Otras renovables; 01980; Otras renovables; 01981; Otras renovables; 01982; Otras renovables; 01983; Otras renovables; 01984; Otras renovables; 01985; Otras renovables; 01986; Otras renovables; 01987; Otras renovables; 01988; Otras renovables; 01989; Otras renovables; 01990; Otras renovables; 01991; Otras renovables; 01992; Otras renovables; 01993; Otras renovables; 01994; Otras renovables; 01995; Otras renovables; 01996; Otras renovables; 0.146062937816892

1997; Otras renovables; 0.185885754900031998; Otras renovables;

0.1935174869130741999; Otras renovables;

0.22400133406872000; Otras renovables;

0.2709527719263522001; Otras renovables; 0.262243036260207

2002; Otras renovables; 0.391714280051826

2003; Otras renovables; 0.427455939809419

2004; Otras renovables; 0.452932184522103

2005; Otras renovables; 0.461014545020663

2006; Otras renovables; 0.462570902660156

2007; Otras renovables; 0.466574796111351

2008; Otras renovables; 0.489217582651247

2009; Otras renovables; 0.541064616542366

2010; Otras renovables; 0.567805801401936

Gas natural Petroleo CarbonNuclear Hidroelectrica Otras renovables

Gráfico N° 1: Evolución de la parte de las fuentes de energía en la matriz argentina (1965 - 2009). Elaboración propia a partir de datos de Secretaría de Energía. 2012.

A partir de 1996, comenzó la venta de gas natural a países vecinos. Las primeras exportaciones se hicieron a Chile desde la cuenca Austral, luego en otras latitudes –a Santiago de Chile, a Antofagasta y Mejillones- y hacia otros países –Uruguay y Brasil-. Argentina había alcanzado el autoabastecimiento en hidrocarburos y se había convertido en exportador neto.

Pronto las exportaciones de gas debieron ser limitadas y en los últimos años el consumo de gas se vio frenado, por faltantes en el recurso. La participación del gas en producción de electricidad va disminuyendo y centrales concebidas para generar a gas deben adaptarse para poder emplear combustibles líquidos.

A pesar de la dependencia histórica creada por políticas que incentivaron el uso de los hidrocarburos, no se ha procurado una producción sostenible en el tiempo. Las reservas no se han desarrollado de manera concomitante a los niveles de producción. Por ende, éstos a lo largo del siglo XXI fueron bajando (gráfico N° 2).

La explotación intensiva de las cuencas –ya maduras- sin una reposición consecuente de las reservas ha implicado primero, el acortamiento del horizonte de la actividad; seguidamente, la suspensión de ventas a países vecinos, en los que se

invirtió en gasoductos internacionales que ahora ven subutilizados y finalmente, la pérdida del autoabastecimiento.

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Producción de Gas (Mm3) Producción de Petróleo (m3)

Gráfico N° 2: Evolución producción de gas y de petróleo. Elaboración propia a partir de información de Secretaría de Energía. 2012.

En el año 2004, Argentina debió reiniciar sus importaciones de gas natural desde Bolivia. Desde 1972 hasta 1999 –cuando Bolivia comienza a vender gas a Brasil-, Argentina compró gas boliviano por un acuerdo político. Hoy la prioridad de Bolivia son sus necesidades internas y las brasileñas. Las necesidades argentinas de gas superan el volumen que Bolivia puede proveer y el gobierno de Kirchner comenzó a comprar cargamentos de gas natural licuado que trae por vía marítima, desde cuencas de América central y África. Los precios que se pagan por los volúmenes de gas importado (11 u$/MBTU a Bolivia y entre 15 y 19 u$/MBTU por el GNL) superan ampliamente el que se paga por el gas producido en Argentina (2,6 u$/MBTU en promedio en Argentina y entre 4 y 7 u$/MBTU si entra en el programa de Gasplus que incentiva el desarrollo de pozos nuevos).

La situación deficitaria no se observa sólo en materia de gas sino también –y desde antes- en los combustibles líquidos. Se debe importar especialmente gasoil, fundamental para el transporte de pasajeros, de carga y para la maquinaria agrícola. Estas importaciones contribuyen a que se desbalancee negativamente la balanza comercial, para la que hasta hace pocos años los hidrocarburos resultaban un aporte sustancial.

En este marco, el Estado –desde distintas reparticiones- busca reposicionarse en el sector. Por un lado invierte en la terminación de grandes obras que habían quedado paralizadas en los años 1990 como la represa de Yacyretá y la central nuclear de Atucha II. Estas contribuyen a diversificar la matriz energética y tienden a reducir la dependencia de los hidrocarburos. También impulsa nuevos proyectos nucleares (construcción de Atucha III y fabricación de reactores de baja y media potencia en el marco del Proyecto Carem) y proyectos hidráulicos (represas La Barrancosa-Condor Cliff sobre el río Santa Cruz o Garabí sobre el Uruguay). Por otro lado, el Estado busca construir obras de transporte como los electroductos que interconectan las distintas regiones -el sistema patagónico con el resto; el Noreste con el Noroeste y éste con Cuyo-. Articula así diversas fuentes y mercados para

darle más flexibilidad y seguridad al sistema. Toma diferentes medidas comerciales que ayudan a sortear los problemas energéticos: importación de gasoil o programación de cortes de servicios. Para sortear inconvenientes locales, creó un programa de generación distribuida, que en 3 etapas logró instalar unas 60 pequeñas centrales de energía, en distintos puntos del país. Las Provincias, a través de sus empresas de servicios, o mediante intervenciones puntuales, también han tenido iniciativas en el sector de la energía.

Pero frente a un contexto de déficit creciente de hidrocarburos, algunas provincias en los últimos meses, comenzaron a revocar concesiones a las empresas petroleras en las áreas bajo su dominio. Poco después, el Poder Ejecutivo nacional decidió recuperar el control de YPF Yacimientos Petrolíferos Fiscales, la empresa creada por el Estado en 1922, impulsada por el General Enrique Mosconi durante el gobierno de Hipólito Yrigoyen y que fuera privatizada durante el gobierno de Carlos Menem. El 3 de mayo de 2012, el Congreso de la Nación, con amplio apoyo, sancionó la Ley 26.741 por la cual se declaró “de Interés Público Nacional el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos” y “de Utilidad Pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A”.1

La revocación de la concesión de áreas y la estatización de YPF e YPF Gas provoca incertidumbres entre los actores privados, que reclaman mejores precios para el petróleo y gas para aumentar sus inversiones en exploración. Aumentándose la producción en los yacimientos conocidos mejoraría la disponibilidad de recursos en el corto plazo, pero lograr un autoabastecimiento sostenible en el tiempo depende de desarrollar nuevas reservas, que es el gran desafío que se plantea. Una oportunidad importante se abriría si se lograse avanzar en la exploración y explotación de los recursos de petróleo y gas no convencional. Los volúmenes de shale gas en Argentina se estiman enormes: 774 trillones de pies cúbicos, repartidos en las cuencas Austral, San Jorge y Chaco y posicionarían al país con China y Estados Unidos entre los tres mayores a nivel mundial (U.S. Energy Information Administration, 2011).

2. Una región energéticamente relegada

La disponibilidad de recursos energéticos y las condiciones para acceder a los mismos distan de ser equitativas en el país. A nivel nacional, las provincias del Noreste presentan las condiciones más desfavorables. Pagan los precios más altos por los combustibles y poseen las tasas de cobertura de servicios más bajas. La región del Noreste se ve una suerte “ángulo muerto”, carente de red de gas y con una red de electricidad relativamente débil, que se vería ahora reforzada por la terminación de Yacyretá y el tendido del electroducto NOA – NEA. Una situación equivalente aparece en el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires, donde las inversiones en las redes de electricidad y gas han quedado relegadas.

Como lo muestra la tabla N° 1 fuera de las provincias patagónicas (que gozan históricamente del beneficio de pagar precios inferiores al resto del país)2 es en la 1 Además se crea el Consejo Federal de Hidrocarburos integrado por representantes del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas; el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios; el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social; el Ministerio de Industria, las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Este Consejo promovería la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales.2 El impuesto a los combustibles difiere según la clase de producto y la zona geográfica a la que se aplica. Es diferente si se trata de naftas con o sin plomo, para favorecer el consumo de estas últimas. De la misma forma es diferente al Norte y al Sur del río Colorado. Esta región se ve beneficiada de una reducción para promover el

ciudad de Buenos Aires, donde se encuentran los menores precios para los combustibles líquidos y luego habría otras próximas como La Plata. Ya en las localidades del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires, como Junín, se observa un mayor precio al que se cobra en Capital Federal, aunque dista de los valores que deben pagar las ciudades del Norte del país, como La Quiaca o Posadas.

Localidad Gasoil GNC Nafta super 93 ronRío Grande $ 1,57   $ 1,50Ushuaia $ 1,57   $ 1,50Río Turbio $ 1,66   $ 1,57Capital Federal $ 1,76 $ 0,87 $ 2,04La Plata $ 1,77 $ 1,00 $ 2,09Gran Buenos Aires $ 1,82 $ 0,95 $ 2,11Junin $ 1,90   $ 2,25La Quiaca $ 1,96   $ 2,28La Rioja $ 2,01   $ 2,26Paraná $ 2,04   $ 2,35Posadas $ 2,06   $ 2,22Total general $ 1,91 $ 0,94 $ 2,15 Tabla N° 1 Precio de los combustibles ($/litro) en algunas ciudades de Argentina a enero 2008. Elaboración propia a partir de datos de la Secretaría de energía.

Entonces, espacialmente se observan diferencias en los servicios: en volumen de recursos, en extensión de la cobertura, en calidad y en precios. Esto está estrechamente vinculado –aunque no totalmente- a la localización de las infraestructuras de producción, transporte y distribución.

Por el Noreste de la Provincia de Buenos Aires pasan importantes líneas de alta tensión3 y además sobre el Paraná, se localizan centrales de gran envergadura: 1) en el partido de Zárate, se encuentran dos de las tres centrales nucleares argentinas Atucha I (357 MW) y Atucha II (692 MW); 2) en San Nicolás de los Arroyos-Ramallo, funcionan varias unidades térmicas (AES, Ternium Siderar y Agener –Tenaris) que usan carbón, fuel-oil, gas-oil, biodiesel y gas (1575 MW en total) y 3) en Campana, la central de ciclo combinado Manuel Belgrano (837MW) inaugurada en 2008. La densidad de las redes al Noreste contrasta con la del Noroeste, como otro “ángulo muerto” donde la cobertura de servicios no alcanza a llegar (Plano N° 1).

desarrollo de la Patagonia (Carrizo 2010).3 Las líneas de transporte del país de 500kV y 220 kV son operadas por TRANSENER Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A y las líneas 220 kV, 132 kV y 66 kV de la Provincia por TRANSBA Transporte de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires Transba S.A.(propiedad del mismo grupo).

Plano N° 1: Redes y proyectos de transporte y generación eléctrica en el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires (2011)

A diferencia del litoral fluvial, el interior bonaerense está abastecido casi exclusivamente por una línea de alta tensión proveniente del Comahue y las localidades del Noroeste se encuentran alimentadas desde un único punto: el transformador de Henderson, que deriva la energía por una línea de 220 kV a Bragado y por otra de 132 kV a Trenque Launquen. Luego situaciones particularmente difíciles se dan en Pehuajó, Rivadavia y General Villegas que están alimentados por una única línea de 66kV (abierta o sea no conectada a otro punto). Ya ha sido licitada y adjudicada la instalación de una estación transformadora de 500 KV, en el partido de 25 de Mayo (equivalente a la de Bragado, que data de 1975). Luego se impulsa el tendido de nuevas líneas de alta tensión en el Oeste de la Provincia: una de 500kV a Bragado (Minplan 2008) y otras de 132 kV a General Villegas (con financiamiento de la CAF Corporación Andina de Fomento) y a Lincoln. Existiría un proyecto de tender una línea desde Río Diamante (Provincia de Mendoza) hasta Charlone4 (Provincia de Buenos Aires), que permitiría aumentar la conectividad y flexibilidad del sistema del Oeste (Carrizo et al 2011) (Plano N° 1).

El Noroeste no se dispone de grandes plantas de generación pero en esta región ha llegado la energía conocida como “delivery”: pequeñas unidades de generación –a veces móviles- a ubicar donde se presentan situaciones difíciles. Fue en el marco del Plan de Generación de Energía Eléctrica Distribuida que Enarsa –la empresa creada por el Estado nacional en 2004- licitó y contrató la instalación y operación de centrales de 3 a 35 MW, que funcionarían por 3 años –prorrogables a 5-, proveyéndole ella misma el combustible. De las 60 pequeñas instaladas en el centrales en el país, 8 se situaron en la región NOBA: 1 de 5 MW en Capitán Sarmiento, 2 de 15 MW en Lincoln y Colón; 1 de 18,5 MW en General Villegas; 3 de 20 MW en Junín, Pehuajó y Salto y 1 de 50 MW en Bragado.

La limitación en el transporte así como la falta de instalaciones para generar se traduce en una red de distribución menos densa. Además las bajas tarifas que se cobra por el servicio (cuatro veces más altas que las del área metropolitana pero por debajo de lo que se cobra en otras regiones del país y del continente) no incentivan la extensión de las redes. La concesionaria del Noreste bonaerense -empresa Eden- atiende unos 360.000 clientes y opera bajo jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires. Aun cuando la provincia otorga compensaciones económicas5 por las tarifas bajas, las inversiones quedan dificultadas y la realización de nuevos proyectos, postergada.

Las limitantes en las redes no se observan sólo en términos de extensión y cantidad de usuarios, sino que repercuten también en el aprovisionamiento de las localidades y de los espacios rurales de la región, provocando faltantes de energía o inestabilidad en el sistema (Carrizo et al. 2011). Esto convierte al Noroeste de la Provincia de Buenos Aires en una región relativamente vulnerable desde el punto de vista eléctrico.

Una situación deficitaria similar se observa en la red de gas. Los gasoductos troncales de los que se abastece el Noroeste bonaerense pasan por el Sur de la región, llevando gas natural desde Neuquén hacia Capital Federal, o por el Este, trayendo gas desde el Norte. Desde estos gasoductos se desprenden gasoductos regionales que permiten la distribución de gas natural para las localidades de la

4 De Charlone podrían conectarse: 1. Realicó (Provincia de La Pampa), 2. Laboulaye (Córdoba), 3. Rufino (Provincia de Santa Fe) y 4. a General Villegas,5 En Provincia de Buenos Aires, existe un fondo compensador que se aplica en función de los kilómetros de red rural. Cammesa es quien recauda de los distribuidores y paga y subsidia la generación.

región. En algunos casos se trata de redes de distribución de gas natural por red proveniente de un gasoducto troncal. Pero en otros casos, dada la distancia a los gasoductos troncales, se debe recurrir al desarrollo de proyectos que requieren « gasoductos virtuales » es decir que el gas -Gas Licuado de Petróleo GLP- sea transportado en camiones y almacenado en tanques y luego sometido a un proceso de vaporización para finalmente distribuirlo por red. También se puede recurrir al uso de Gas Natural Comprimido GNC, que por medio de tubos cilíndricos a alta presión es transportado hasta una planta de descarga en la que se reduce la presión, para la inyección del gas a la red de distribución domiciliaria (Plano N° 2).

En estos últimos años, la distribuidora de gas BAGSA Buenos Aires Gas S. A. que atiende en la Provincia a más de 14.000 usuarios, entre residenciales, estaciones de GNC y PYMES habría impulsado distintos proyectos. Varios proyectos de GLP fueron inaugurados a partir del año 2009 para cubrir las necesidades de localidades del Noroeste, como Piedritas y Bunge en el Partido de General Villegas; Moquehua en Chivilcoy; Carabelas en Rojas y Ferré en General Arenales: juntos suman más de 11.000 beneficiarios (BAGSA, 2012) (Plano N° 2).

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Plano N °2 Esquemas de redes de transporte y distribución de gas, y localidades abastecidas. Elaboración a partir de información de Enargas (2010)

3. Cambios en la producción y el uso energético

Más allá de los proyectos que ayuden a completar o a auxiliar a las redes convencionales, comienzan a multiplicarse los proyectos que buscan desarrollar fuentes alternativas y hacer un uso más racional de la energía. Se entiende por energías alternativas a aquellas que no utilizan recursos finitos sino otros capaces de renovarse o recuperarse: sol, viento, agua o biomasa. Su impacto ambiental es de menor magnitud por evitar el agotamiento de ciertos recursos y por no generar emisiones de gases efecto invernadero.

La diversificación y sumatoria de las diversas fuentes, con la incorporación gradual de energías renovables y el mejor y más acotado aprovechamiento de las energías convencionales tenderían a mejorar la sustentabilidad del sistema. Luego muchos actores procuran instaurar cambios en las redes de energía y frente a la

escasez de los recursos energéticos convencionales y la preocupación ambiental, desarrollan proyectos alternativos. En abril 2012, en Argentina, las generadoras de fuentes alternativas (eólicas y fotovoltaicas) produjeron 0,28% de la electricidad demandada. Superaron así la parte aportada por la importación que cubrió 0,24% de la demanda total.

En Argentina, el interés por las energías alternativas no es nuevo y se han tomado medidas que promueven su desarrollo ya en la década de 1980, cuando el Decreto Nacional Nº 2247 de 1985 impulsó una política de desarrollo de las energías no convencionales a través de la Dirección Nacional de Conservación y Nuevas Fuentes de la Secretaría de Energía. En 1998, se sancionó el Régimen Nacional de la Energía Eólica y Solar (Ley 25.019) que declara de interés nacional la generación de energía eólica y solar, y establece incentivos impositivos para la misma, en la prestación de servicios públicos. Pero cuando esta ley quedó reglamentada y entró en vigencia (2001), con la crisis que atravesaba el país, las condiciones resultaban adversas para el desarrollo de proyectos. En el año 2006, la cuestión recobra impulso y se sancionan las leyes Nº 26.190 de energías renovables y Nº 26.093 de biocombustibles. En 2007 se aprueba la Ley Nº 26.334 de bioetanol.

Por su parte, la Provincia Buenos Aires, en el año 2000, dictó la Ley 12.603 (Decreto Reglamentario 2158/02) que “declara de Interés Provincial la generación y producción de energía eléctrica a través del uso de fuentes de energía renovable llamada también alternativa, no contaminante, factible de aprovechamiento en la Provincia de Buenos Aires”. A partir de esta ley, la Provincia establece beneficios impositivos y tarifarios para quienes generen electricidad a partir de energías renovables (MINFRA 2008). La Provincia también adhirió a la Ley 26.093 de biocombustibles, a través de la Ley 13719/2007 (Carrizo et al. 2011).

Como epicentro de la producción sojera y cerealera, la región del Noroeste de la Provincia dispone de un potencial importante en la producción de biocombustibles. Desde el ámbito privado y a nivel municipal, han aparecido iniciativas de producción o aprovechamiento de biodiesel, de bioetanol y de biogás pero prácticamente ninguno llegó a concretarse o a tomar escala comercial6. Por ejemplo, no se concretó la planta de biogás estudiada para completar el aprovechamiento de la planta de saneamiento y reciclado en San Nicolás. Cerró la planta que se había instalado en el parque industrial de Ramallo - San Nicolás, con la idea de producir biodiesel de algas. Tampoco prosperó el proyecto de polo tecnológico de producción de biocombustibles para el que se reunieron a las municipalidades de Junín y Chacabuco, UNNOBA Universidad del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires, CONICET Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Tecnológicas, ENARSA Energía Argentina SA, Fundación Innova – T, Fundación Democracia y CoProNOBA, asociàndose también la UBA Universidad de Buenos Aires, UTN Universidad Tecnológica Nacional, Federación Agraria Argentina, Confederación General de la Industria de la República Argentina, ENCO Energías ecológicas SA, Cooperativa de Defensa de Agricultores de Chacabuco, Liga Agropecuaria Ganadera Cooperativa Limitada. y un espectro amplio de empresas privadas que van desde semilleras hasta empresas de tecnología o energía.

Los programas nacionales de energías renovables también han tenido impacto regional relativamente menor:6 En 2012, en el parque industrial de Junín, una firma originaria de Bahía Blanca construye una planta de producción de biodiesel de soja que podría consumir aceite producido localmente.

- GENREN, Licitación de Generación Eléctrica a partir de Fuentes Renovables. Por este Programa Enarsa se comprometió a comprar la electricidad a precio estable y por 15 años a las centrales que se instalen para funcionar con fuentes renovables. A nivel de país, se han licitado más de 2200 MW pero en la región NOBA sólo estaría el proyecto –actualmente suspendido- de instalar una central de 50 MW a biocombustible en el partido de Bragado, adyacente a la estación transformadora de Transba S.A, sobre la ruta 46. Esta inversión de U$S 110 millones (con financiamiento de ENARSA) agregaría capacidad de generación7 y valor a los cultivos de la zona.

- PERMER Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales. A través del mismo, la Secretaría de Energía8 abastece personas y servicios públicos (escuelas, salas médicas, destacamentos policiales, etc.) que se encuentran fuera del alcance de las redes de distribución de energía. Las primeras experiencias se realizaron hace más de una década en el Noroeste argentino y luego se fue extendiendo. En el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires, electrificaría escuelas en los partidos de Baradero, Chivilcoy, 9 de Julio, Rivadavia, 25 de Mayo, y Zárate; instalando sistemas de generación fotovoltaica (renovando material instalado en los años 1990), que permitirían el funcionamiento de computadoras, televisión, video, equipos de comunicación y bombas de agua9. En cuanto a las poblaciones de la región (en el área concesionada a EDEN), Permer determinó que 22.100 viviendas rurales carecen de conexión a la red. Pero 87 % de esa población ya tiene acceso a la electricidad mediante grupos electrógenos (41 % de este total), o mediante sistemas fotovoltaicos, eólicos o baterías cargadas. Sus niveles de consumo–así como los ingresos- superan los de otras regiones rurales del país y el mundo. Así demandan sistemas aislados mayores que lo que la experiencia internacional reconoce como común para la electrificación rural dispersa y sólo el 16% estarían interesados en el servicio que puede ofrecer Permer10

(porcentaje muy inferior al de otras regiones de la Provincia o país). Según los estudios de la Secretaría de energía no es imprescindible que la Provincia de Buenos Aires subsidie este programa “ya que los cargos por conexión y tarifa mensual se encuentran dentro de los valores que la población puede y está dispuesta a pagar”.

La Provincia también procura llevar adelante programas para generar cambios en materia de energía. A través del OPDS Organismo provincial para el desarrollo sustentable, promueve -en interacción con municipios y empresas- el Planbio, un plan integral para reciclar aceite produciendo biodiesel y generando electricidad. Ya han adherido 92 municipios que a su vez firmaron convenios con quienes se ocupan de la recolección (en un 40% se trata de organismos no gubernamentales; también participan instituciones como escuelas o cuarteles de

7 Estabilizaría el funcionamiento del sistema interconectado en la región al compensar los picos de demanda que provoca el funcionamiento de una gran acería.8 Con un préstamo del Banco Mundial (en 1998 por U$S 30 Millones); también una donación del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (U$S 10 Millones), Fondos Eléctricos u otros fondos Provinciales; aportes de los Concesionarios provinciales y de beneficiarios.9 Permer financia el 80 % de la inversión inicial y el 100% de las actividades previas necesarias. El 20% restante es aportado por la Provincia y absorbido por el Programa “Captamos el sol y lo hacemos luz" del Ministerio de Educación.10 Se ofrecieron 4 tipos de servicios que van de 50 a 150 Wp watt-peak con tarifas diferentes. Sólo 5% está interesado en el servicio mínimo y 42% en el máximo; 21 y 32% prefiere los de 70 y 100 WP respectivamente.

bomberos. Empresas hoteleras tienen un convenio con la secretaría de turismo en el marco del plan ecoturismo). La provincia facilita bidones y publicidad. En la producción de biodiesel participarían dos empresas: Refinería sudamericana en Bellavista que generaría electricidad y Ecopor en Quilmes, que tiene cupo para proveer biodiesel para el mercado nacional.

Desde el ámbito privado, la Central térmica de San Nicolás que suma una capacidad instalada total de 1495 MW y genera a carbón, fuel-oil y gas natural comenzó a utilizar biodiesel, mezclando el combustible líquido fósil con un 5% de biocombustibles y se espera elevar la parte a 7%. El biocombustible lo compra la empresa a Dreyfus, Glencore y Renova principalmente para alimentar 2 turbinas. El empleo de biodiesel permite reducir las importaciones de combustible fósil, especialmente altas en invierno y sustituirlo por un combustible de precio equivalente; además contribuye a reducir las emisiones de gases efecto invernadero.

En paralelo a los cambios que se hacen en la oferta y servicios energéticos, la

Nación y la Provincia de Buenos Aires procuran aumentar la eficiencia en el uso energético. Desde Nación se impulsa el etiquetado de algunos artefactos eléctricos, obligando de ese modo a fabricar y comercializar productos de mayor calidad y a usar la energía de manera más eficiente. Un plan provincial (2007) diseñado sobre la base de los lineamientos establecidos por la Nación busca promover el uso responsable de la energía, previendo medidas de ahorro y readecuación de las instalaciones en edificios públicos. Además se difunde información sobre ahorro y uso eficiente de energía mediante campañas publicitarias y educativas.

Conclusiones

El sistema energético nacional se basa en la explotación de recursos no renovables. En parte por ello, enfrenta crecientes conflictos productivos, ambientales, económicos y políticos que ponen en riesgo la seguridad energética en diversos lugares. En la región del Noroeste de la Provincia de Buenos Aires se pueden identificar varios puntos de vulnerabilidad para el servicio: poca generación; interconexión insuficiente y dificultades para extender las redes de distribución. Para modificar estas condiciones, la Nación, la Provincia de Buenos Aires y algunos sectores de la sociedad, intervienen a distintas escalas, tomando una serie de medidas tendientes a reducir los déficits eléctricos, gasíferos y de combustibles líquidos; a diversificar las fuentes; a lograr la flexibilidad en los sistemas y a aumentar la eficiencia en la producción y el uso. Para el Noroeste de la Provincia de Buenos Aires, fueron limitados los cambios en materia de producción, transporte y distribución de energía convencional; como así también muy acotados los emprendimientos que aprovechan fuentes renovables y sin que tenga un alcance mayor, la implementación del uso racional de la energía. A pesar de los discursos a favor de los sistemas alternativos, las iniciativas siguen siendo bastante residuales como para generar una transición hacia otro modelo más limpio y sostenible, e incluso las transformaciones en las redes convencionales, siguen siendo insuficientes para garantizar un buen servicio para una región, que no obstante, por su riqueza, muestra resiliencia, o sea, la capacidad de integrar un elemento perturbador y seguir funcionando, aun en situación difícil.

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ENARGAS http://www.enargas.gov.ar/

INDEC http:// www.indec.gov.ar

Secretaría de Energía. Argentina http://energia3.mecon.gov.ar

U.S. Energy Information Administration http:// www.eia.gov