La transición energética mundial hacia un nuevo patrón de aprovechamiento industrial y agrícola sustentable, basado en energías renovables, obliga a replantear todos los procesos a ello vinculados. En lo económico, tres cuestiones centrales: el abastecimiento seguro y suficiente frente a una demanda en crecimiento sostenido; los costos de producción, distribución y consumo; y, estrechamente vinculado a lo anterior, la eficiencia y el ahorro en su empleo cotidiano; y como resultante de ello, una alta competitividad para las economías y bienestar para las sociedades. El tema así planteado rebasa los límites de este informe, pero abordaremos la conformación de bloques energéticos subregionales, y de la competencia entre sí, de frente al proceso de transición mundial señalado.
Los procesos actuales de “integración energética” que se observan en algunas subregiones podemos dividirlos en dos grandes etapas: la primera, en la que tiene mayor peso el comercio internacional de la energía, en donde se producen ciertas interconexiones y la transportación de hidrocarburos; y una segunda etapa, hacia la que se avanza lentamente, que conlleva una real planificación y coordinación productiva de acuerdo con las capacidades y necesidades de cada país y subregión, teniendo en cuenta el uso racional y eficiente de los recursos energéticos. Así, la integración energética a la que hoy asistimos es, esencialmente, una interconexión física para transportar electricidad y gas natural o petróleo sin planeación productiva integrada de corto y mediano plazo, y sin una estrategia definida a futuro para un desarrollo regional sustentable.
En los procesos iniciales de integración energética en la región –como los hemos definido–, hay dos grandes enfoques: aquellos en los que la integración de los mercados liberalizados y abiertos, con miras a conformar un mercado regionalizado, es la visión predominante, por ejemplo, del bloque anglo-franco-latinoamericano en el que participa México; y el otro en curso (particularmente en varios países sudamericanos), en el que tienen mucho mayor peso los estados nacionales, la voluntad política de los gobernantes, y bajo el cual se desenvuelve ya, aunque recientemente, la integración productiva conjunta, no sólo la interconexión comercial, con base en la conformación de empresas conjuntas o subregionales de propiedad estatal.
La década de 1980 –con la firma de un tratado de libre comercio entre Estados Unidos y Canadá, aprobado en septiembre de 1988 en Estados Unidos y puesto en vigor en 1989, y que incluyó a la energía– fue un punto de inflexión, porque hay un alineamiento histórico de Canadá (desde entonces) y de México (a partir de 1994) en la estrategia energética de Estados Unidos. La estructura jurídica, institucional y regulatoria, propiciada por las reformas energéticas mexicanas (2008 y 2013), entendidas como un proceso continuo, convertirán a la seguridad energética de México en un factor interno del diseño de la seguridad energética de Estados Unidos. Por ello, la seguridad energética de México ha quedado subordinada (ha pasado a ser una “variable dependiente”) a los intereses de corto, mediano y largo plazo del vecino del Norte en lo que concierne al diseño de su política energética, así como en su desempeño internacional en materia de energía.
América del Norte, dada la estructura de consumo de Estados Unidos, es un área energética marcada por la insuficiencia de su oferta y por tendencias productivas mixtas. Ejemplo: Estados Unidos aumentó en 2.1 millones de barriles diarios su producción petrolera, y tiene un consumo actual que pasó de 21 millones de barriles diarios de petróleo, en 2008, a rondar los 26 millones de barriles diarios hacia 2012, es decir, produce más de la mitad (producía 43 por ciento de su consumo total y hoy produce el 57 por ciento) e importa el resto (antes el 57 por ciento, ahora el 43 por ciento); México cayó en su producción petrolera (desde 3.5 millones de barriles en 2006 a 2.4 millones de barriles en 2012) y gasera. Para Estados Unidos cerca del 27 por ciento de sus abastos provienen de Canadá (petróleo, gas y electricidad) y 15 por ciento de México (petróleo crudo). Entre Canadá y México le aportan cerca del 35 por ciento de sus importaciones de petróleo; el resto llega de Venezuela, Arabia Saudita y Nigeria, esencialmente. México además, importa de Estados Unidos, gas, gasolinas (40 por ciento del total) y electricidad. Su posición es muy vulnerable. El principal proveedor de petrolíferos (refinados) de Estados Unidos y gas natural (75 por ciento de importaciones totales) es Canadá (www.petroleum/data_publications/company).
En cuanto a las reservas probadas de petróleo crudo, el país con mayor dotación de ellas es Estados Unidos, cuyo promedio supera los 20 mil millones de barriles; en México son 13.8 mil millones de barriles, y en Canadá, 5 mil millones de barriles de reservas petroleras. Las reservas han disminuido en Estados Unidos (en 5 mil millones de barriles), en México (en 1.7 mil millones de barriles en los últimos años) y en Canadá, pero quien ante ello, y después de registrar una declinación, reclasificó (2004) las arenas bituminosas (shale) en calidad de reservas probadas, por lo que aumentó sustancialmente sus estadísticas a 179 mil millones de barriles. Ésta es la base de las grandes expectativas canadienses de abasto para Estados Unidos y competitividad de la región. Así, las reservas regionales serían superiores a 210 mil millones de barriles de petróleo crudo. Los recursos prospectivos (no descubiertos, presumidos) en la región, sumarían otros 161 mil 400 millones de barriles; para México, unos 45 mil 800 millones de barriles (“World Oil Markets”, International Energy Outlook, 2010).
México, por su parte, es un importador neto de gas desde la década de 1990. A la fecha se han cuadruplicado las compras procedentes de Estados Unidos. La diferencia promedio en la primera década del siglo XXI entre producción y consumo ronda los 1 mil millones de pies cúbicos de gas (aunque las reservas sin explotar en sus cuencas geológicas son muy grandes), debido a una declinación de la producción y de reservas gaseras probadas en México (parte del mercantilismo que privilegió la venta de petróleo crudo), además de que su mejor dotación de reservas es mayoritariamente gas asociado (una gran parte de él se quema en la atmósfera). A la producción del gas no asociado se ha permitido en México la incorporación del sector privado en la zona de la Cuenca de Burgos.
En opinión de algunos especialistas, el problema principal en materia de energía en América del Norte no es el petróleo, sino el gas natural, debido a su alto nivel de consumo en Estados Unidos y pese a que este país es el primer productor mundial de ese combustible. Canadá es el tercer productor (y el séptimo consumidor de energía primaria); sin embargo, sus recursos presentan un cuadro semejante al del petróleo, con cuencas geológicas maduras, por lo que sus reservas gaseras tienen un horizonte de 8.6 años. De allí la gran importancia concedida a las reservas cuantiosas que al parecer se encuentran en Estados Unidos (y también, aunque en menor medida, en México) de shale gas o gas esquisto; de las expectativas de su producción masiva, y en pocos años de la llamada autosuficiencia energética de América del Norte, contra un pronóstico de escasez relativa en la segunda década del presente siglo. Así, el gas natural es el producto energético más integrado –debido a su producción y al consumo trilateral– entre los países del llamado Bloque Energético de América del Norte (BEAN), y su reto fundamental a superar es precisamente la autosuficiencia. Incluso, la situación ha llevado a considerar la alternativa del Gas Natural Licuado (GNL), mediante el establecimiento de plantas en México y Canadá para abastecer el mercado de Estados Unidos. A esta plataforma de transformación y abasto se suman las iniciativas de Barack Obama de “optimizar el uso eficiente”: alcanzar una meta en los vehículos automotor de 57 kilómetros por galón hacia 2016, para los vehículos vendidos en los próximos 5 años, lo que significaría un ahorro de 1 mil 800 millones de barriles de petróleo, una cantidad mayor a las importaciones totales procedentes de Arabia Saudita, Venezuela, Libia y Nigeria hacia 2008.
En un informe de mayo de 2013, la Comisión Europea sobre Energía estableció con preocupación que la abundancia de recursos shale en Estados Unidos (petróleo y gas) y su actual procesamiento han traído como consecuencia una renovada competitividad de las empresas estadunidenses frente a las europeas, asiáticas y latinoamericanas, al caer los costos de producción del gas en 66 por ciento entre 2005 y 2012, mientras los de las europeas crecieron 35 por ciento, y en Japón el costo fue cinco veces mayor. En México, la energía eléctrica (dato 2011) fue de 14 centavos de dólar estadunidense por KW/h (kilovatio- hora), tanto para uso residencial como industrial, y en Estados Unidos de 7 centavos (en Corea y Francia de 9 centavos, en Rusia de 8 y en Nueva Zelanda de 6 centavos de dólar estadunidense), según un reporte de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos. El monto de subsidios aplicados al consumo energético en México (electricidad, gas LP, gasolinas y diésel) sumó en 2012 casi 290 mil millones de pesos, otorgados a través de Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad. Pemex tiene un costo de producción muy bajo por barril de petróleo (promedio 6.5 dólares estadunidenses contra más de 10 dólares de las grandes empresas globales de la energía), pero el mismo se quintuplica (25 dólares) si hablamos de producir un barril de petróleo en aguas profundas. En tanto, para enero de 2012, el diferencial de precios de venta (que expresa también el diferencial de costo de producción) de la gasolina entre México y Estados Unidos, fue de 20 por ciento, lo cual representa 17 centavos de dólar por litro, y en ese año se consumió gasolina en México a una tasa de 60.2 mil millones de litros al año.
En materia de los impactos ambientales, los efectos de una política de derroche mercantilista, evaluada por instituciones mexicanas como el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (Inegi), la contaminación atmosférica que resulta principalmente de la quema de combustibles fósiles representó los mayores costos ambientales en México en 2009, al ubicarse en 520 mil 300 millones de pesos, lo que representó el 4.4 por ciento del producto interno bruto (PIB). Igualmente y de acuerdo con el Programa para Mejorar la Calidad del Aire en la Zona Metropolitana (ProAire) 2011-2020, el rubro de los automotores no sólo es el mayor generador de contaminantes, sino que además es el principal emisor de gases tóxicos.
Todo ello implica que para México la integración energética con América del Norte; el logro de la competitividad global desde la infraestructura energética, y el combate al cambio climático (dado que México sigue siendo un país altamente dependiente de combustibles fósiles como fuente de energía primaria), constituyen tres retos históricos descomunales, debido a las grandes diferencias con los socios mayores. En todo ello, insistió Obama en su más reciente visita a México (18 y 19 de febrero de 2014). Es falso que no se hayan tomado acuerdos relevantes: el manejo fue discreto.
En la Declaración conjunta resultante de la Cubre de Líderes de América del Norte mencionada, se estableció con claridad que “México, Estados Unidos y Canadá pactaron coordinar sus políticas de desarrollo energético como parte de la cumbre trilateral […], lo que implicaría monitorear las exportaciones fuera de la región y los niveles de producción, para no propiciar un desplome de los precios del sector [y] apoyar el desarrollo sostenible, a medida que nos dirigimos hacia un futuro energético bajo en carbono”. Todos son pasos en la dirección integradora en lo energético que amplían y profundizan el Tratado de Libre Comercio de América del Norte y la Alianza para la Seguridad y la Prosperidad de América del Norte (ASPAN) vigentes (http://www.petroleoamerica.com/2014). En Estados Unidos, el proyecto de integración y seguridad energética como foro de exploración, discusión, coordinación y propuestas ha corrido a cargo del North American Energy Working Group (Grupo de Trabajo de Energía para América del Norte), dependiente del Departamento de Energía del gobierno de Estados Unidos creado durante el gobierno de George W Bush, con sus similares de Canadá y México (Secretaría de Energía), proyecto ahora a cargo del ASPAN desde 2005, y cuyo objetivo es aumentar la oferta energética regional sobre bases continentales y crear un mercado único antes de 2020 (http://www.conae.gob.mx/work/sites/). Todo ello, transcurriendo en completa opacidad.
En esta perspectiva, para fortalecer la seguridad energética, avanzar en la autosuficiencia, etcétera, el mencionado Consejo de Cooperación Económica de América del Norte ha propuesto la apertura total del sector energético en México. Y, de igual manera, un mecanismo de armonización de estándares de eficiencia energética; compartir información técnica; crear un programa de biocombustibles para la región; mejorar las redes eléctricas; mejorar la eficiencia vehicular y reducir barreras para expandir tecnologías limpias, especialmente; reducir también las emisiones de bióxido de carbono, su captura, almacenamiento y la mitigación de emisiones de efecto invernadero. Es decir, un ataque simultáneo en varios frentes, que significa un inmenso esfuerzo de coordinación, inversión, planeación e institucionalización. El sector eléctrico y el nuclear son parte de la integración y seguridad energética de este bloque, por supuesto.
América del Sur posee grandes reservas de agua, petróleo, gas, uranio, una vasta tierra fértil y un extenso medio ambiente natural virgen. El abastecimiento de energía sin que esta necesidad dañe el medio ambiente es un desafío que confronta esa región y prácticamente toda la humanidad. La Unión de Naciones Suramericanas (Unasur) cuenta con un pretratado Energético Suramericano (firmado en abril de 2007, a manera de un Declaración Conjunta), en cuya reunión protocolaria Hugo Chávez propuso concentrar las acciones y la estrategia en cuatro ejes: petróleo, gas, energías renovables y ahorro energético. Sin embargo son muchos los obstáculos a vencer. El problema es más complejo por la pluralidad de intereses y políticas en marcha que se deben conciliar; por el conjunto de subregiones involucradas; la demanda creciente generalizada de sus poblaciones; por las inversiones necesarias estimadas –hacia 2008 en más de 1.3 billones de dólares– y que no se han hecho; por la ausencia de infraestructura energética de interconexión y por la disímil dotación de recursos nacionales para el efecto, y –obviamente– por la ausencia de un poder ampliamente dominante (hay un liderazgo brasileño, pero no de esa naturaleza) que determine condiciones.
Hay cuatro grandes poderes energéticos en Sudamérica: Venezuela es el gran poder petrolero por excelencia; Paraguay es el país con mayores excedentes y recursos hídricos para la producción y distribución de electricidad, expresado en las dos grandes represas binacionales que posee junto con Brasil (Itaipú, 12 mil MW) y con Argentina (Yaciretá, 3 mil 200 MW). Por los tratados que dieron origen a estas dos represas, Paraguay es propietario del 50 por ciento de cada una de ellas, pero está obligado a vender los excedentes (95 por ciento de la energía generada) a sus socios respectivos. Paraguay hace tiempo mostró su inconformidad con esta estructura (por ejemplo, recibía 100 millones de dólares; hoy son unos 350 millones de ingreso por este concepto anualmente, y desea recibir 1 mil millones de dólares) y ha ido renegociándola, no sin tensiones. Bolivia es la gran potencia gasera (produce alrededor de 45 millones de metros cúbicos diarios) y las dos terceras partes las suministra a Brasil (poco más de 30 millones de metros cúbicos diarios); la propia Bolivia consume poco más de 7 millones de metros cúbicos diarios. A Argentina debía exportar, desde 2010, 28 millones de metros cúbicos diarios que no ha cumplido, porque ha suministrado sólo menos de la tercera parte (unos 8 millones de metros cúbicos diarios), algo muy problemático porque su consumo total es de unos 150 millones de metros cúbicos.
Todo lo anterior repercutió en los problemas de abasto de gas para Chile, porque Argentina disminuyó la venta que hacía a los chilenos (llegó a venderle 25 millones de metros cúbicos diarios en 2004), y hay gasoductos desde Chile a Argentina que no se han ocupado plenamente, y Chile ha optado por nuevas inversiones en regasificadoras para su abasto a partir de sus importaciones, ahora, de gas licuado. Brasil, fuertemente insuficiente en su producción interna de gas natural, ha buscado ampliar su oferta nacional o sus importaciones de gas licuado (GNL), pretendiendo reducir su dependencia del gas boliviano, desde 40 por ciento de su consumo total, a 22 por ciento en 2012 (http://www.energiasur.com/integracion/). Recientemente los descubrimientos en aguas profundas en Brasil le proyectan como potencia petrolera y de biocombustibles como el etanol.
En el caso de Argentina: 1) Ha perdido la autosuficiencia energética y es un país volcado en forma precipitada y desordenada –no planificada– a la importación de energía. Las compras externas superaron los 9 mil millones de dólares en 2011 y crecen con altas tasas; 2) en los años recientes el país se ha descapitalizado en más de 100 mil millones de dólares consumiendo las reservas comprobadas sin reponerlas; 3) los subsidios energéticos son insostenibles para la hacienda pública; 4) la producción petrolera y gasífera doméstica está en declinación crónica desde hace 14 años en petróleo y desde hace 8 años en gas natural; 5) hay un déficit de inversión en la ampliación de la oferta de energía que no acompaña al crecimiento de la demanda doméstica; 6) existe una situación muy cercana a la cesación de pagos en varios segmentos de la actividad energética (Jorge Lapeña, diario La Nación, http://www.taringa.net).
El Consejo Energético de Suramérica (creado en 2008) y el Tratado Energético Suramericano (aún en elaboración) son débiles pasos en ese sentido. El Consejo acordó acelerar las negociaciones para suscribir el Tratado Energético Sudamericano. El planteamiento central se ha resumido así:
“En términos generales, el balance energético de la región nos indica que se cuenta con suficientes recursos energéticos para alcanzar su autoabastecimiento, pero existe insuficiencia de proyectos a desarrollar, a pesar de las necesidades evidentes de abastecimiento y de inversiones en refinación, oleoductos y petroquímica. La experiencia histórica nos está dictando una lección: la integración regional es un asunto de nuestros estados y de nuestros gobiernos. Por supuesto que ello no implica la exclusión de sectores empresariales privados. El quid radica en concebir la integración como un asunto de Estado a fin de que el esfuerzo esté guiado por una voluntad política, con visión económica y con vocación social.”
En el caso de petróleo, dentro de una caída mundial de su producción en 6 por ciento anual (lo que significa que la producción actual, de 80 millones de barriles diarios, en 2035 sólo sería de 18 millones de barriles de crudo) hay cuatro datos esenciales en América Latina y el Caribe:
I. La caída de la producción petrolera en Venezuela (posee las segundas reservas más grandes del planeta, luego de Arabia Saudita, aunque otras fuentes sitúan a Canadá como segunda potencia mundial en “reservas probadas” y reservas importantes de crudo pesado, que requerirán suficientes refinerías) en poco más de 1 millón de barriles al día (según informe de la Agencia Internacional de Energía, 2013), situada hoy en una producción de 2.8 millones de barriles diarios, por lo cual, y ante una coyuntura política compleja, hay cierta incertidumbre sobre su evolución de mediano plazo.
II. El crecimiento de Brasil como productor, y su paso a exportador neto (consume 3 millones de barriles diarios y produce un poco más: 3.1 millones) desde 2009. La Agencia Internacional de Energía (AIE) señala que la curva de producción creciente está, para los próximos años, además de Brasil, en Irak y Kazajstán; en tanto, Arabia Saudita y Kuwait habrían llegado a sus límites máximos.
III. La recuperación del control petrolero por el gobierno argentino: con la aprobación por el Congreso de la nacionalización de la empresa Repsol-Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), se retomó el control del 51 por ciento del capital accionario de la empresa petrolera, en un contexto de severa insuficiencia de oferta energética para las necesidades del país (88 por ciento de su consumo energético es de gas y petróleo, y las plantas hidroeléctricas requieren gas para producir energía eléctrica), y las importaciones energéticas aumentaron en 23 por ciento en el último semestre de 2013 (fueron de 9 mil millones de dólares estadunidenses en 2011). De allí que se optó por un acuerdo con la trasnacional Chevron para explotar una parte pequeña de la zona denominada “Vaca Muerta”, con presumible gran riqueza en petróleo y shale gas, ante una expectativa de reservas probadas de petróleo por 2 mil 500 millones de barriles (menos de 15 años, dato 2011), y una producción diaria de casi 650 mil barriles diarios y un consumo de casi 600 mil barriles diarios. Las inversiones necesarias en “Vaca Muerta” se estiman en decenas de miles de millones de dólares. Adicionalmente, la participación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Venezuela es el sexto productor dentro de la organización) en el mercado mundial de crudo caería en 2014, porque el creciente suministro de petróleo de esquisto de Estados Unidos no le permitirá al grupo beneficiarse de un incremento de la demanda mundial, lo cual afectará también a Venezuela, y dicha Organización pronosticó en su informe mensual (octubre 2013) que la demanda de su petróleo de 2014 promediaría 29.61 millones de barriles por día, una baja de 250 mil barriles diarios frente a 2013 y de 770 mil barriles por día respecto de junio del mismo año, porque un aumento de la oferta fuera del grupo superaría la expansión de la demanda mundial. “Esto implicaría una mayor acumulación en los inventarios mundiales de crudo [las reservas acumuladas de los países occidentales y asiáticos], que se sitúan actualmente en niveles altos”, dijo la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en referencia a sus perspectivas para el mercado en 2014, a pesar de prever un incremento en la demanda mundial de hasta 89.6 millones de barriles diarios. A todo ello, habría que agregar que el regreso de Irán al mercado probablemente impacte la distribución de cuotas dentro de la OPEP. No será un buen año.
IV. La irrupción del petróleo y el shale gas modifica la geopolítica y la geografía económica de la energía; redistribuye la riqueza y las fuerzas en conflicto; igualmente, los equilibrios energéticos y de poder en la región americana: Estados Unidos tiene las máximas reservas shale (petróleo no convencional o de origen fósil, también llamado shale oil) en el Continente, con una estimación de 58 millones de barriles; le sigue Argentina con 27 millones de barriles estimados; Venezuela y México con 13 millones de barriles. Pero en el gas pizarra (también no convencional o llamado shale gas) Argentina se proyecta como la primera potencia energética del Continente con 802 millones de pies cúbicos de gas estimados en su territorio, seguida de Estados Unidos con 665 millones de pies cúbicos, y Canadá con 575 millones de pies cúbicos; México muy cerca con 545 millones pies cúbicos, y más lejano Brasil, con una estimación de 245 millones de pies cúbicos de gas (fuente Agencia Internacional de Energía, citado en http://www.taringa.net/posts/noticias/). Como dato, Rusia es la máxima potencia en reservas shale oil con 75 mil millones de barriles, y China en shale gas con 1 billón 115 mil millones de metros cúbicos.
No es falso establecer que a pesar de compartir el mismo objetivo histórico de la integración energética del cono Sur, Venezuela y Brasil, en virtud de la diferente evolución de sus grandes y poderosas empresas petroleras, representan dos caminos con matices diferenciadores (no opuestos), hoy unidos en la diversidad. Se han equilibrado mayormente las fuerzas presentes entre ambas potencias energéticas (no en reservas, en donde la distancia es muy grande), con una diferencia fundamental: mientras en Venezuela hay serios problemas, en Brasil hay bonanza.
El descubrimiento de grandes reservas marítimas de petróleo en Brasil (la distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo por debajo de la capa de sal pueden llegar a más de 7 mil metros de profundidad) representa la posibilidad de elevar el perfil del país en el mercado mundial energético, y de esta manera incrementar la riqueza en el mismo, así como equilibrar las fuerzas con Venezuela en cuanto a la capacidad de producción petrolera. El descubrimiento del yacimiento petrolífero Tupi en octubre de 2006, el campo petrolero más grande descubierto en el hemisferio occidental en los últimos 30 años, ha significado el surgimiento de Brasil como una potencia petrolera mundial.
Petrobras, la compañía petrolera del Estado brasileño, ya se ha comprometido a invertir 224 mil millones de dólares hasta 2014 en su plan para desarrollar los yacimientos submarinos en las costas brasileñas. Según la revista Oil & Gas Journal, para 2011 Brasil tuvo 14 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo, lo cual le deja como la segunda reserva más grande en Sudamérica después de Venezuela. La Cuenca de Santos, un área marítima del tamaño de Alemania y ubicada a unas 200 millas al Sudeste de San Pablo (Brasil), ha sido escenario para el descubrimiento de varios nuevos campos petrolíferos (http://www.frbatlanta.org/documents/).
Además, el Estado brasileño tendrá una participación en el 71 por ciento de los nuevos yacimientos petroleros descubiertos, y el 29 por ciento restante ya fue otorgado en concesión a diferentes empresas privadas, en donde las reservas potenciales pueden llegar a 80 mil millones de barriles (http://opsur.wordpress.com/).
Sin embargo Petrobras, dentro de un plan de saneamiento (ante la elevación de costos y reducción de los márgenes de explotación o rentabilidad), también está desinvirtiendo, es decir, vendiendo activos: entre 2012 y 2015 planea vender 15 mil millones de dólares estadunidenses en activos, principalmente de dos tipos: refinerías en Estados Unidos y Japón, y campos petrolíferos en Nigeria. Pero el ajuste podría ser más amplio, para financiar sus nuevas inversiones.
La Agencia Nacional de Petróleo de Brasil estima que el área de la Cuenca de Santos contiene 50 mil millones de barriles de crudo. Un reciente estudio realizado por un geólogo que perteneció a Petrobras dice que dicha área puede contener aproximadamente 123 mil millones de barriles de crudo (a manera de comparación, Arabia Saudita tiene 267 mil millones de barriles de reservas probadas). Sin embargo, sólo una fracción de estas estimaciones es actualmente considerada como “probadas”.
Los países andinos poseen reservas del tamaño siguiente: Ecuador, 6 mil 500 millones de barriles de petróleo; Bolivia, 465 millones de barriles; Perú, 1 mil 164 millones de barriles; Colombia, 1 mil 900 millones de barriles; y Chile, 150 millones. Tienen entonces –como se aprecia en los datos para 2011– una riqueza petrolera menor. Pero en gas, Bolivia es la gran potencia que también ha cruzado un proceso de recuperación del control público de las mismas, mediante la nueva Ley de Hidrocarburos expedida en mayo de 2006 que renacionalizó aquéllos: en el área de interés hidrocarburífero, el país tiene una extensión de 33 millones 500 mil hectáreas, que cubren las zonas tradicionales (altas montañas andinas) y no tradicionales (los valles, bosques y sabanas). El área bajo contratos de riesgo compartido para la exploración, explotación y comercialización representaba sólo el 5.93 por ciento (en 2005, desde entonces se ha mantenido prácticamente igual) de aquel inmenso potencial, es decir que el 94.07 por ciento se halla libre, sin ser explorado y eventualmente explotado.
Para 2011 Bolivia había acumulado reservas probadas de gas por entre 48 y 54 trillones de pies cúbicos de gas. Bolivia produce hoy 35 millones de metros cúbicos diarios de gas, que exporta casi totalmente a Brasil y a Argentina. Las proyecciones a mediano plazo son que aumentarán las disponibilidades de gas natural a aproximadamente entre 200 y 300 trillones de pies cúbicos, lo que ubicará al país en el primer lugar regional, con la ventaja adicional de que el gas boliviano está libre de líquidos (grado de pureza calorífica). Bolivia cuenta con la segunda mayor cuenca de gas natural de Sudamérica (después de Venezuela) con un total de 750 mil 400 millones de metros cúbicos de gas. Su riqueza es realmente enorme. El reto es su aprovechamiento democrático y dentro de un proyecto integrador soberano y colectivo.
Con Argentina, Bolivia ha firmado un Acuerdo Estratégico Binacional de energía, que busca llevar sus términos la complementación energética más allá de la sola venta de gas a Argentina, sumando “la enorme potencialidad gasera de Bolivia y la enorme potencialidad que tiene la argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales en los mercados internacionales”, lo que permitirá generar condiciones para que “Bolivia pueda tener el diésel que necesita para funcionar y Argentina trabajar en la explotación de gas conjunto” (mayo, 2013, http://www.energypress.com.bo/). Es decir, desarrollando una complementación productiva en el sector, que deberá convertirse en planeación productiva unida.
Son diversos los acuerdos y entidades que Bolivia posee con sus vecinos, teniendo como eje esencial la riqueza gasera: formó con Venezuela la empresa Petroandina, una sociedad conformada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y Petróleos de Venezuela. La subsidiaria se creó en 2007, pero opera en el país con tareas de exploración desde 2008, igualmente está la nueva planta termoeléctrica que se instalará en Entre Ríos (Chapare, Cochabamba) con un financiamiento de 70 millones de dólares. La Empresa Nacional de Electricidad estuvo a cargo de la ejecución de la obra y en la cual tiene Bolivia el 60 por ciento de las acciones, en tanto que Venezuela cuenta con el 40 por ciento. La obra quedó lista en 12 meses, genera 100 megavatios de potencia, hoy tiene ya más de cinco subsidiarias y opera regularmente.
En total, la inversión en estos grandes proyectos alcanza los 1 mil 120 millones de dólares que serán invertidos entre los gobiernos de Bolivia, Venezuela y Argentina. Es también el caso de las inversiones de Petrobras –mediante acuerdo de los jefes de Estado Lula da Silva (entonces) y Evo Morales–, con las cuales la petrolera brasileña explota en Bolivia los campos de gas natural de Santo Antonio y San Alberto y es responsable del gasoducto que transporta hasta Brasil cerca de la mitad del gas consumido por la mayor economía suramericana desde Bolivia. Recientemente ésta y Venezuela rubricaron una alianza estratégica en áreas como el suministro de alimentos (formando una empresa conjunta) y la explotación de hidrocarburos, con la que esperan que la Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América salga fortalecida.
Es decir, se han venido produciendo distintas interconexiones energéticas que son bilaterales y subregionales, complementariedades productivas y comerciales. Es el trayecto lógico de una integración energética en sus fases iniciales. Un dato central es que ello está tomando un curso en donde se abre espacio la idea de ir integrando empresas binacionales o trinacionales, incluso multinacionales, por sectores y subsectores energéticos con capital público (Petroandina, Petrocaribe, Petrosur), como uno de los lineamientos maestros del proceso integrador, para transitar hacia la fase superior del mismo, en la inmensa tarea de configurar una matriz energética diversificada y común, construyendo empresas regionales en un marco de profundización de la integración regional. Sería el caso, igualmente, de la construcción a futuro, no lejano, de una gran empresa nucleoeléctrica suramericana y otra uranífera, que aseguren la provisión de combustible para la región dentro del marco de las políticas de protección al medio ambiente.
La integración como asunto de Estado, no del mercado o del capital privado, eje de acción que no aparece en las proyecciones del Bloque de América del Norte, diferencia sustancial.
Las empresas públicas (propiedad estatal) que están siendo consideradas como puntal de la integración energética subregional son distintas de las que, por ejemplo, la Comisión Económica para América Latina y el Caribe en sus informes denomina “Translatinas”, que son empresas trasnacionales de capital privado de distintos países del subcontinente –las menos, mixtas–, dentro de las que destacan las mexicanas y las brasileñas, que invierten en la misma región y fuera de ella. Invirtieron casi 50 mil millones de dólares fuera de América Latina en 2011, por ejemplo.
Por lo antes dicho, en un futuro de mediano plazo, deberá incorporarse al sector nuclear dentro de los planes de integración energética para incrementar la importancia geopolítica en el Continente, formando una futura comisión suramericana de energía atómica que genere las condiciones necesarias para la creación de una industria nuclear en la región y que además establezca las medidas necesarias para la existencia de un mercado común en materia nuclear, pero controlado por los estados nacionales. Brasil podría ser un enclave estratégico para el desarrollo de la energía nuclear hacia países como Perú, Chile y Argentina, principalmente, debido a su proximidad, las buenas relaciones que mantiene con sus vecinos y su necesidad estratégica de mantenerse como líder indiscutible del desarrollo nuclear en la región.
Entonces, en medio de múltiples problemas y desfases, pero también de diversas concepciones estratégicas, la integración del Bloque Energético de América del Sur se abre paso, asumiendo retos y tratando de superar grandes desafíos.
*Economista y maestro en finanzas; especializado en economía internacional e inteligencia para la seguridad nacional; miembro de la Red México-China de la Facultad de Economía de la Universidad Nacional Autónoma de México
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