Pone presión sobre resultados de las energía renovables que se encarecen

Los efectos "negativos" de la baja del precio del petróleo

El descenso que registran los precios internacionales del petróleo tiene efectos favorables, por ejemplo, para Ancap que debe desembolsar menos dinero para la compra de crudo, y para los consumidores que acceden a combustibles más baratos, si bien la caída del Brent (cotiza a US$ 64,83) no se ha trasladado en su totalidad a las tarifas.

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Plataforma petrolera en alta mar. Foto: AFP

Pero, ese escenario también ya plantea otros desafíos para el país, que están vinculados a la fuerte diversificación de la matriz energética en curso sobre la base de renovables y gas natural, y cuáles serán los pasos futuros ante la eventualidad de que los precios del crudo sigan bajos.

El tema no pasa desapercibido y es motivo de preocupación tanto en Uruguay como en otros países de la región que llevan adelante una política similar de diversificación energética que busca reducir el grado dependencia del petróleo.

Así lo manifestó el pasado sábado 18 de abril el ministro de Economía y Finanzas, Danilo Astori, durante la reunión del Comité para el Desarrollo del Banco Mundial celebrada en Washington, que entre otros temas, discutió sobre las causas y los efectos de la caída del precio del petróleo sobre la economía en su conjunto y otras variables macroeconómicas.

Había un aspecto que no se tocaba y es "cómo afecta esto la búsqueda de fuentes alternativas al petróleo" dijo el ministro quien lo planteó.

"Esto afecta y de una manera preocupante. Uruguay viene avanzando mucho con la matriz energética nueva en base a gas natural y a recursos naturales renovables (eólica, fotovoltaica, biomasa, biocombustibles) y la verdad es que además de los buenos efectos sociales, económicos, comerciales, ambientales que puede tener la nueva matriz, un estímulo fundamental para avanzar eran los precios altos del petróleo", dijo Astori a El País en Washington.

"Si esos precios caen, como cayeron ahora dramáticamente, quiero que nos preparemos y estudiemos qué efectos puede tener, porque este estímulo deja de estar presente y cambia la relación económica. Va a haber que manejar los plazos en las proyecciones que hagamos, primero sobre los precios del petróleo, pero segundo sobre los avances en cuanto a la conformación de esta nueva matriz", añadió.

En este sentido, Astori indicó que se debe hacer una proyección de los precios del petróleo, que entiende se recuperarán en el futuro, pero sin certeza de cuándo. "El solo hecho de pensar que el petróleo, además de lo que es, es un recurso no renovable, lleva racionalmente a la conclusión de que algún día la tendencia se revertirá. Por eso hay que manejar los plazos, trabajar con criterios de metas de mediano y largo plazo", expresó.

Consultado respecto a si el escenario actual de bajos precios del crudo puede repercutir en una moderación de las inversiones en energía, tanto a nivel público como privado, el ministro descartó de plano esa posibilidad.

"Hay que redoblar esfuerzos, pero tenemos que tener consciencia acerca de cómo golpea esta caída de precios del petróleo. Lo estoy tratando como si fuera una mala noticia, no es una mala noticia, pero afecta lo que venimos haciendo en otros campos. Afecta los resultados de los proyectos alternativos de energía y eso hay que tenerlo en cuenta", afirmó.

Por otra parte, los cambios que se están implementando en el sector de la energía con la aparición de nuevos proyectos y la diversificación de la matriz pueden dar lugar a "potenciales conflictos" entre las empresas estatales del sector y también con el sector privado, señala un trabajo del Observatorio de Energía y Desarrollo Sostenible de la Universidad Católica (UCU) sobre gobernanza e institucionalidad de las empresas públicas, elaborado por Omar Paganini y Alejandro Perroni.

A modo de ejemplo, el trabajo menciona que en momentos de excedentes de oferta es posible que UTE deba pagar parte de los contratos de eólica que no estén generando o que la conversión a gas natural de las centrales térmicas colocarán a Ancap en el problema de no poder colocar su producción de fuel oil, un subproducto de la refinación que hasta ahora se consumía en la Central Batlle.

La refinería de Ancap produce en promedio unos 500.000 metros cúbicos por año de fuel oil y la demanda interna sin tomar en cuenta el consumo de UTE —varía según la hidraulicidad— asciende a unos 150.000 metros cúbicos.

Otro ejemplo señala que un desarrollo excesivo de los biocombustibles por parte de Ancap, como parte de una política de fomento y desarrollo, en un contexto de petróleo barato, podría generar una carga excesiva sobre la producción de combustibles que genere sobrecostos al transporte y la agroindustria, impactando en sus números y en la competitividad de la producción.

En este sentido, se considera que se necesita una reforma de la institucionalidad del sistema y una discusión de los esquemas de gobierno de las empresas. Según el Observatorio, ello permitiría funcionar en un escenario más complejo, con productividad y fluidez, a la vez de captar más inversiones y lograr sinergías entre todos los actores, evitando conflictos y bloqueos.

Al mismo tiempo permitiría potenciar las capacidades técnicas y financieras de estas empresas para operar en el mercado, indicó.

"Seguir pensando en términos de grandes entes autónomos, cada uno en su área, que prácticamente dictan la política, regulan, implementan y luego operan los sistemas, con controles laxos desde el sistema político y desde los estamentos de la administración central, es inviable", dice el estudio de la UCU.

Más plazo para las petroleras.

El debilitamiento de los precios del crudo ya impacta en los planes de las empresas que actualmente desarrollan trabajos de búsqueda de hidrocarburos en la plataforma marítima uruguaya. Es por eso que Ancap tiene en carpeta poner en "stand by" los contratos vigentes de la Ronda Uruguay II por un plazo de 10 a 12 meses, hasta que haya una mayor estabilización de los valores del crudo. El objetivo es que las empresas no tengan que ingresar en la segunda fase de exploración que implicar realizar pozos, algo que requiere fuertes desembolsos de dinero. En la Ronda Uruguay II de 2011 se adjudicaron ocho bloques: tres a British Petroleum, tres a British Gas Group comprada por Shell, uno a Total y otro a Tullow Oil que vendió una parte a Inpex.

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