En 2005 los países del hemisferio occidental produjeron 25% del petróleo mundial y consumieron 36%. Los tres países de América del Norte (Estados Unidos, Canadá y México) produjeron aproximadamente el doble de petróleo que los demás países americanos y consumieron alrededor de cinco veces más del mismo que el resto del hemisferio combinado.
En gas natural, la producción y el consumo en el hemisferio occidental en 2005 fueron más o menos iguales: 32% en el primer caso y 33% en el segundo. En este renglón la producción y el consumo en el resto del hemisferio fueron de entre 16 y 17% de los de América del Norte. La mayor parte del gas natural del hemisferio se mueve por gasoducto, y por consiguiente poco se puede importar de países de otros ámbitos. Si, como se espera, aumenta el comercio de gas natural licuado (GNL), este se volverá una mercancía global que podría importarse de fuera del hemisferio.
La cooperación energética es extensiva entre los tres países norteamericanos. Expertos de cada país se reúnen con periodicidad bajo la égida del North Americai Energy Working Group (Grupo de Trabajo de Energía de América del Norte) para evaluar sus perspectivas y necesidades individuales y colectivas. Canadá es el mayor ex portador de petróleo, gas natural y electricidad a Estados Unidos. En años recientes México ha llegado al segundo lugar en la exportación de petróleo a su vecino del norte sin embargo, es importador de gas natural su red eléctrica está mucho menos integra da a la estadounidense que la de Canadá. La mayoría de las exportaciones canadienses de petróleo provienen hoy día de las arenas bituminosas del país, y existe confianza en que los suministros futuros provengan de ese vasto recurso. Por el contrario, las reservas probadas de petróleo de México, dados los niveles actuales de producción, durarán sólo unos 10 años, y la exploración y nueva producción están limitadas por la falta de fondos en Pemex y el veto constitucional a la participación privada en proyectos de petróleo y en la mayoría de los de gas.
En contraste con América del Norte, la cooperación energética es limitada entre países del resto del hemisferio, sobre todo por animosidades políticas; el caso más notable es entre Bolivia y Chile, que data de la época en que Bolivia perdió acceso al mar tras ser derrotada en la Guerra del Pacífico, hace unos 125 años. La incapacidad de generar cooperación sostenida en temas energéticos en América latina refleja añejos fracasos en generar acuerdos duraderos en materia de comercio e integración económica.
Otra diferencia entre América del Norte y el resto del hemisferio es que ni Estados Unidos ni Canadá tienen una compañía petrolera nacional, en tanto que estas son ubicuas en otras partes. Estas empresas de ningún modo son iguales: Pemex y Petrobras (la firma brasileña) tienen estructuras diferentes y Petrobras tiene muchos proyectos conjuntos con compañías independientes y con otras paraestatales; Pemex no. La firma estatal venezolana, Petróleos de Venezuela SA. (PDVSA), opera hoy en forma muy diferente de como lo hacía antes de que Hugo Chávez llegara a la presidencia del país.
La situación energética en cada nación del hemisferio es única. Algunas recurren mucho a la energía hidroeléctrica para generar electricidad, otras al carbón, y otras al petróleo y el gas natural. La energía nuclear no se ha desarrollado mucho en el hemisferio. El etanol desempeña un papel más importante como combustible para el transporte en Brasil que en cualquier otro país de la zona.
ESTADOS UNIDOS. La producción petrolera fue de 6,8 millones de barriles diarios en 2005, más que en cualquier otro país del hemisferio, pero el consumo fue de 20,6 millones; la diferencia se cubrió con importaciones de 13,5 millones de barriles diarios (incluyendo derivados) El consumo representó 25% del total mundial. Alrededor de la mitad de las importaciones de petróleo y derivados procede ahora de países del hemisferio occidental.
La producción de gas natural en 2005 fue de 525.700 millones de metros cúbicos y el consumo fue de 633.500 millones, más que cualquier otro país. El consumo estadounidense de gas natural en 2005 representó 23% del total mundial. Cerca de 85% de las importaciones de gas de ese año provino de Canadá. Las importaciones de GNL fueron de casi 15% de todo lo que se entrega por oleoducto, y 75% procede de Trinidad y Tobago. El Grupo de Trabajo de Energía de América del Norte ha concluido que Estados Unidos, y América del Norte en su conjunto, tendrán que depender en el futuro más que hoy día de las importaciones de GNL.
La posición dominante de Estados Unidos en petróleo y gas lo convierte en el foco del análisis energético hemisférico, al tiempo que su creciente dependencia de las importaciones de petróleo y derivados se ha vuelto fuente de cada vez mayor preocupación interna. Esta inquietud se traduce en el discurso político nacional como la necesidad de lograr “independencia” energética, lo cual no es factible en el futuro previsible y tal vez no lo sea nunca, a menos que se produzcan importantes innovaciones tecnológicas. Esta independencia tampoco es factible en el hemisferio en las circunstancias actuales. Estados Unidos genera alrededor del 50% de su electricidad a partir del carbón, lo cual crea considerables gases de invernadero, en particular dióxido de carbono. Otro 20% de la electricidad del país es generado por energía nuclear.
La mayoría de las importaciones petroleras se utiliza en el transporte, y ello explica el actual énfasis en la producción de biocombustibles, en especial etanol, para suplir la gasolina.
CANADÁ. Las reservas probadas de petróleo de Canadá ascienden a 179.000 millones de barriles, las segundas en volumen detrás de las de Arabia Saudita, pero con una salvedad: el grueso de sus reservas es de petróleo no convencional, que puede extraerse de las arenas bituminosas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (CSOC). Esta producción es de aproximadamente un millón de barriles diarios y se proyecta que se elevará a 3,5 millones hacia 2025. Este recurso hace de Canadá el proveedor más importante para Estados Unidos y también el más seguro en el hemisferio, y tal vez en el mundo a causa de la amistad y cooperación sustanciales entre ambos países. Más de 99% de las exportaciones de petróleo crudo de Canadá se envía a su vecino del sur.
La producción de las arenas bituminosas se logra con un alto costo ambiental, pues se contaminan enormes volúmenes de agua en los que se realiza la extracción de bitumen, además de que se liberan grandes cantidades de gases de invernadero. El país tiene 1,59 billones de metros cúbicos de reservas probadas de gas (56 billones de pies cúbicos), concentrados en la cuenca.
MÉXICO. Las reservas probadas de petróleo de México son de unos 14.000 millones de barriles, la mayoría crudos pesados ubicados frente a la costa del Golfo de Campeche, en el sudeste. Cantarell, el yacimiento que ocupa el segundo lugar del mundo en términos de producción, aportó 63% de la producción mexicana en 2004, pero ha ido declinando en más de 20% entre enero de 2006 y principios de 2007; a principios de 2007 produjo 1,6 millones de barriles diarios en comparación con 2 millones en 2005. Se hace un gran esfuerzo por moderar el descenso mediante la inyección de grandes cantidades de nitrógeno en el campo y perforando horizontalmente para extraer petróleo de una superficie mayor.
México produjo un promedio de 3,8 millones de barriles diarios de petróleo en 2005, pero a esta tasa de producción, combinada con el descenso en Cantarell, las reservas probadas durarán quizá 12 años —a menos que se den nuevos hallazgos—, de las cuales se han encontrado algunas de poca importancia en años recientes. El gobierno impone un fuerte gravamen a los ingresos brutos de Pemex para financiar alrededor de 35% del presupuesto federal. Esto ha sido necesario porque otras recaudaciones fiscales ascienden a sólo 11% del PIB, en un presupuesto equivalente a un 18% de este. A causa de esta alta carga fiscal, Pemex ha operado con pérdida neta en años recientes; tuvo una modesta ganancia en 2006 a causa de los altos precios del petróleo. Es incapaz de financiar exploraciones en aguas profundas del Golfo de México, donde hay elevadas perspectivas de nuevos descubrimientos; debido a esta escasez de fondos, carece de experiencia en perforación en aguas profundas, en contraste con Petrobras, que tiene gran experiencia en esa actividad.
La Constitución mexicana confiere a Pemex un monopolio sobre la exploración y la producción de petróleo y no permite el financiamiento accionario privado en estas actividades.
Las reservas probadas de gas natural del país son de 0,41 billones de metros cúbicos y si bien la producción de 2005 fue significativa, de 39.500 millones de metros cúbicos, México debe importar gas natural para hacer frente al creciente consumo. Pemex es el mayor consumidor de gas natural del país.
VENEZUELA. Las reservas probadas de petróleo de Venezuela a finales de 2005 eran de 79.700 millones de barriles, las mayores del hemisferio. Serían más altas (hasta 270.000 millones más) si el país lograra contar con el bitumen recuperable de la faja petrolera del Orinoco en la misma forma en que Canadá incluye su petróleo no convencional de sus arenas bituminosas. Sin embargo, Venezuela no ha llegado tan lejos como Canadá en la explotación de este recurso, aunque sin duda esos vastos depósitos serán importantes en el futuro. La producción petrolera es de 3,1 millones de barriles diarios (cifra de PDVSA) en 2005. Ese año Venezuela suministró 1,3 millones de barriles diarios a Estados Unidos, con lo cual ocupó el cuarto lugar en importancia entre los proveedores de ese país (detrás de Canadá, México y Arabia Saudita). Pese a la fricción política entre ambas naciones, cerca de 70% de las exportaciones petroleras venezolanas se destina a Estados Unidos. Hay dos razones para ello: la capacidad de las refinerías estadounidenses de manejar el petróleo crudo pesado venezolano, y el costo relativamente bajo de envío, lo cual es evidente en comparación con lo que se remite a China.
Los altos precios mundiales del petróleo ofrecen ingresos sustanciales a Hugo Chávez, el presidente de Venezuela, para ocupar un papel preponderante en América latina y en la escena mundial. Venezuela ofrece precios reducidos a países del Caribe, entre ellos Cuba, y ha adquirido bonos para ayudar a Ecuador y Argentina. Ha propuesto la construcción de un megaducto para enviar gas natural a Argentina, vía Brasil, a un costo que probablemente rebasaría los 25.000 millones de dólares; el futuro de esta propuesta es incierto, por razones económicas, y también porque Venezuela no produce gas suficiente para enviarlo por ta~ conducto. Sus reservas probadas de gas son altas, de 4,32 billones de metros cúbicos, pero la producción en 2005 fue relativamente modesta, de 28.900 millones. En 2006 tomó medidas para obtener la propiedad mayoritaria de seis proyectos en la cuenca del Orinoco que antes pertenecían en su mayor parte a seis firmas privadas.
BRASIL. A finales de 2005, Brasil contaba con 11.800 millones de reservas probadas de petróleo. La producción y el consumo en ese año fueron más o menos iguales: la producción fue de 1,7 millones de barriles diarios, y el consumo, 1,8 millones. Sólo en años recientes dejó de ser importador de petróleo, en parte por el aumento de producción y en parte por el uso extendido del etanol como combustible para motores de automóviles.
Hoy día el etanol puede suministrar 40% del combustible para autos en el país. La mayoría de los vehículos son de consumo flexible, capaces de funcionar con cualquier mezcla de gasolina y etanol; la mezcla actual contiene 23% de etanol, el cual en el país sudamericano se elabora a partir de la caña de azúcar. El gobierno estadounidense subsidia directamente la producción de etanol, lo cual ocurrió también en Brasil durante muchos años, pero ya no. Estados Unidos cobra un derecho de 54% por galón <3.785 litros) más 2,5% de impuesto de importación ad valorem al etanol brasileño, pese a que Brasil es su proveedor más importante de este combustible. Brasil también realiza investigación en biodiésel fabricado a partir de semillas oleaginosas que se pueden encontrar en la parte nordeste del país, rezagada económicamente. A finales de 2005 Brasil tenía 0,31 billones de metros cúbicos de reservas probadas de gas. Su producción para ese año fue de 11.400 millones de metros cúbicos, y su consumo, de 20.200 millones.
La diferencia fue cubierta en gran parte con importaciones de Bolivia, la cual nacionalizó en 2006 las productoras extranjeras de gas, incluidas las instalaciones propiedad de Petrobras, y también elevó los precios del gas natural. Ha habido hallazgos recientes de depósitos aparentemente grandes de gas en las sondas de Campos, Santos y Espíritu Santo. La perforación en la sonda de Santos fue profunda, hasta de 3.500 metros. La capacidad de Petrobras de emprender perforaciones en aguas profundas merece subrayarse porque es precisamente una habilidad que Pemex no ha desarrollado. Brasil prevé contar con la infraestructura completa para llevar el gas de la sonda de Santos al estado de San Pablo en unos cinco años, y reducir la necesidad de importaciones de Bolivia. Además construye dos plantas para la regasificación de GNL Petrobras es una paraestatal emisora de acciones que se venden en las bolsas de valores, pero el gobierno posee la mayoría de acciones ordinarias. A diferencia de Pemex, Petrobras debe satisfacer tanto a accionistas privados como al gobierno de Brasil.
Aproximadamente 80% de la electricidad del país se produce con energía hidroeléctrica, lo cual necesita el respaldo de plantas generadoras termoeléctricas que requieren importaciones de gas natural y diésel durante los períodos de secas.
ARGENTINA. Las reservas probadas de petróleo de Argentina ascienden a 2.300 millones de barriles (finales de 2005). La producción fue modesta en 2005, 725.000 barriles diarios, y el consumo fue de 421.000 barriles diarios. Las reservas de gas natural a finales de 2005 fueron de 0,50 billones de metros cúbicos. La producción de ese año fue de 45.600 millones de metros cúbicos, y el consumo, de 40.600 millones, más o menos suficiente para el uso interno pero poco para exportar. De hecho, en 2004 Argentina
canceló un contrato para enviar gas natural a Chile, aunque siguió remitiendo un poco durante más o menos un año. El gas natural dio energía a cerca del 55% de la producción eléctrica del país y petróleo para 30% en 2005. En 1997 Argentina ocupó el tercer lugar entre los mayores usuarios de gas natural en el mundo, detrás de Estados Unidos y Rusia. Ha cerrado un contrato para importar grandes cantidades de gas de Bolivia una vez que la infraestructura de esta se haya instalado.
La estatal argentina, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), fue privatizada en 1993, durante la presidencia de Carlos Menem; la nueva empresa se llama hoy Repsol-YPF. En 2004 se fundó una nueva paraestatal, Energía Argentina S.A. (Enarsa), sin capital pero con la autoridad para vender nuevos contratos de concesión costera a empresas privadas de petróleo y gas y colaborar en proyectos conjuntos.
BOLIVIA. La importancia de Bolivia en el campo energético se deriva de sus hallazgos relativamente recientes de gas natural. Las reservas probadas de gas a finales de 2005 ascendían a 0,74 billones de metros cúbicos, segundas en volumen en América del Sur, después de las de Venezuela. La producción en ese año fue de 10.400 millones y casi toda se destinó a la exportación. La mayor parte de los descubrimientos ocurrió en la década de 1990, durante el gobierno del presidente Gonzalo Sánchez de Lozada, y fueron seguidos por contratos extranjeros con la paraestatal boliviana, Yacimientos Pe trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y la instalación de gasoductos para exportación, en especial Gasbol, que va de Río Grande, al sur de Santa Cruz, en Bolivia, a San Pablo y Porto Alegre, en Brasil, país que ha desempeñado un papel importante para Bolivia al generar 18% de su PIB en 2005.
A partir de 2000, el nacionalismo político creció y se enfocó abiertamente en el papel del gas natural, pero sobre todo en la división de la energía nacional. Hubo manifestaciones callejeras bajo el lema “No al gas”, y dos presidentes, Sánchez de Lozada y luego su vicepresidente y sucesor, Carlos Mesa, fueron obligados a renunciar. Evo Morales fue elegido presidente en diciembre de 2005 y en mayo del año siguiente se nacionalizaron las compañías energéticas extranjeras. En 2007 Brasil accedió a pagar precios más altos por el gas boliviano, y también decidió acelerar la construcción de infraestructura para transportar gas natural de la son-da de Santos a San Pablo y dos instalaciones para regasificar GNL
Aquí es apropiada una mención a Chile porque demuestra los problemas de la cooperación en asuntos energéticos en América del Sur. Antes de la elección de Morales, una evaluación realizada por empresas extranjeras del ramo proponía llevar gas boliviano a un puerto chileno en el que se transformaría en GNL para envío a las costas occidentales de México y Estados Unidos. La propuesta se rechazó porque el puerto estaba en Chile. Bolivia no vende gas natural a Chile y advierte a otras naciones de no reenviar gas boliviano a ese país. Argentina, como se dijo antes, rescindió un contrato para enviar gas natural a Chile. Perú, como se indicará más adelante, tiene la mayor parte de su gas comprometido para uso interno y para embarques de GNL a México y Estados Unidos. Chile está rodeado de países con gas natural, pero ahora construye una instalación de regasificación para comprar GNL de Asia.
PERÚ. El énfasis actual en Perú está puesto en el gas natural más que en el petróleo. A finales de 2005, el país contaba con 1.100 millones de barriles de reservas probadas de petróleo. La producción en 2005 fue de 111.000 barriles diarios, y el consumo, de 139.000. Las reservas probadas de gas natural a finales de ese año eran de 0,55 billones de metros cúbicos, pero la producción en Camisea, el mayor hallazgo gasífero del país, está apenas en preparación. La expectativa es que Perú será exportador de hidrocarburos en 2007. Su tasa de éxito es de 75% en recientes exploraciones de gas, así que las perspectivas futuras son prometedoras.
Camisea se ubica en la delicada zona selvática del país y ha habido considerable presión, tanto de organismos internos como foráneos, para imponer estrictos controles ambientales. El Banco Interamericano de Desarrollo también insistió en previsiones sociales que beneficien a la población local y condicionó su apoyo financiero a que se tomen medidas sociales y ambientales, postura que fue reforzada por otras entidades financieras que prestan apoyo, como el Banco Mundial, la Corporación Andina de Fomento y el Banco Nacional de Desarrollo de Brasil. Dichas previsiones consisten en destinar aproximadamente 40% de las regalías e impuestos pagados por los operadores de Camisea directamente a los municipios de la zona del proyecto, lo cual abre nuevos terrenos en los contratos sobre gas natural. El gobierno peruano no tuvo que endeudarse para invertir en Camísea.
La primera prioridad para el uso del gas extraído de Camisea será satisfacer las necesidades internas peruanas. También existe un contrato gubernamental con un consorcio de compañías energéticas extranjeras para producir GNL, que se enviará a las costas occidentales de México y Estados Unidos. El desempeño en dos variables clave 1 —por encima y más allá de la extracción exitosa de gas— será crucial para la percepción futura de Camisea: serán eficaces las salvaguardas ambientales a la luz de algunos fracasos iniciales, y será cierto que los fondos designados se distribuirán directamente entre los municipios cercanos?
ECUADOR. Las reservas probadas de petróleo a finales de 2005 eran de 5.100 millones de barriles, terceras en volumen en América del Sur (detrás de Venezuela y Brasil). La producción en ese año fue de 541.000 barriles diarios, y el consumo, de 148.000. Como puede observarse en estas cifras, el país exporta una gran proporción de su producción. Sus reservas de gas natural son bajas y no es un productor significativo.
Ecuador es un país turbulento en términos políticos. Ha tenido por lo menos siete presidentes en los 10 años pasados (sin contar un triunvirato que duró unas horas y un presidente que fue depuesto después de un día). Un contrato con Occidental Petroleum se anuló en 2006 y todavía no hay un veredicto sobre la compensación que se pagará. ExxonMobil abandonó Ecuador y en 2005 EnCana, gran compañía energética canadiense, vendió sus activos a una empresa china.
COLOMBIA. Las reservas probadas de petróleo del país a finales de 2005 eran de 1.500 millones de barriles. Su producción de ese año fue de 549.000 barriles diarios, y el consumo, de 230.000. Las reservas de gas natural a finales de 2005 eran de 0,11 billones de metros cúbicos; la producción, de 6.800 millones de metros cúbicos, y el consumo, también de 6.800 millones. A finales de 2005 tenía reservas probadas de carbón de 6.600 millones de toneladas cortas.
En la década de 1920 Colombia era exportadora de petróleo; en la de 1970 se volvió importadora, pero ahora puede satisfacer su demanda interna con producción propia y deja un modesto residuo para la exportación. Se encuentra ubicada en una región prometedora en hallazgos petroleros, al lado de Venezuela y Ecuador, pero ha tenido menos éxito que sus vecinos. Existe preocupación de que pueda volver a ser importadora y, en consecuencia, sE otorgan términos favorables a los inversionistas. Alrededor de 80% de sus sondas se dimentarias permanece sin explorar. La paraestatal Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) se fundó en 1951 y tiene buena fama de eficiencia. En 2006 se privatizó 20% de la firma.
Durante mucho tiempo, Colombia ha tenido un problema grave en la explotación de petróleo y gas a causa de la destrucción de ductos por la guerrilla y de la violencia y secuestros dirigidos a menudo contra extranjeros que trabajan en el sector energético.
TRINIDAD Y TOBAGO. Las reservas probadas de petróleo a finales de 2005 eran de 800 millones de barriles. Ese año la producción fue de 171.000 barriles diarios. La mayor sombra que proyecta este país en el hemisferio es por su producción de gas natural y sus exportaciones de GNL A finales de 2005 contaba con reservas probadas de gas de 0,55 billones de metros cúbicos y la producción de ese año ascendió a 29.000 millones. Sus reservas de gas representan menos de 1% de las del planeta, pese a lo cual se ha vuelto un importante proveedor de GNL a Estados Unidos; como se indicó antes, suministra a ese país 75% de sus importaciones de ese energético. Esta situación es muy prometedora para la nación caribeña silos expertos en energía de las tres naciones norteamericanas son precisos, a saber, es probable que las tres tengan que apoyarse en mayores importaciones de GNL en el futuro.
Trinidad y Tobago es un pequeño país con una población de 1,3 millones de habitantes, que ha sacado el mayor partido a sus recursos de petróleo y gas, los cuales generan alrededor de 40% del PIB y 50% del ingreso del gobierno; también han generado industrias internas que consumen energía, como las del amoníaco, el metanol y el aluminio para fundición. Estas actividades han producido considerable daño ambiental, problema que debe atenderse.
CONCLUSIONES. La cooperación en asuntos energéticos es mucho mayor en América del Norte que en América del Sur. Los mejores contrastes son la relación de colaboración entre Canadá y Estados Unidos y la postura antagónica de Bolivia y Chile. Muchos de los problemas irreconciliables con naciones del hemisferio surgen del nacionalismo defensivo, como las turbulentas relaciones de Ecuador con las compañías petroleras foráneas y la negativa de México a permitir la inversión privada en la exploración y producción petroleras. Bolivia estaba dispuesta a enemistarse con Brasil al intervenir por la fuerza en las operaciones de Petrobras para nacionalizarlas. La política energética también sufre por la agitación política en los países, como el derrocamiento de dos presidentes en Bolivia a causa de las ventas de gas natural a extranjeros, y por el desacuerdo en el Congreso en torno a los impuestos a las compañías energéticas foráneas en Ecuador. El presidente de Venezuela declara con regularidad que se propone reducir las ventas de petróleo a Estados Unidos, pero no lo lleva a cabo en la amplitud que proclama porque no existen mercados alternativos que puedan manejar el crudo pesado de su nación. El origen de estas discordancias no es un misterio, pero todas tienen costos económicos para los países involucrados.
Sólo dos de los 11 países analizados no tienen empresas energéticas estatales: Estados Unidos y Canadá. Esas compañías no son iguales en ninguna forma. Petrobras ha desarrollado un historial envidiable, en tanto Pemex ha sido incapaz de actuar como una tipica compañía petrolera porque el gobierno central la priva de los fondos necesarios para la exploración y producción normales. Las otras firmas estatales varían considerablemente; PDVSA se encuentra bajo mayor control político que Ecopetrol en Colombia.
Por último, existe a menudo una diferencia patente entre los objetivos de los discursos y las acciones concretas para alcanzarlos. Varios presidentes estadounidenses han proclamado el objetivo de la independencia energética, pero se niegan a elevar las normas de eficiencia de combustible. El presidente Chávez anuncia un proyecto para construir un megaducto de Venezuela a Argentina, y bien puede ser que el objetivo real sea el anuncio en sí, porque nada se ha hecho por llevarlo a cabo. Las autoridades mexicanas están hoy de acuerdo en que deben explorar las prometedoras aguas profundas del Golfo de México, pero hasta ahora no han hecho nada por hacer de ello una realidad. El hemisferio no ha sido más capaz de integrar su política energética y cada uno de esos fracasos acarrea costos considerables.
Director de la cátedra William E. Simon de Economía Política en el Center for Strategic and International Studies
Fuente Consultada: Revista Veintitrés Internacional Junio 2007
jueves, 28 de abril de 2011
El oro Negro: El petróleo
Desde el descubrimiento del fuego por nuestros antecesores, la energía de la combustión se ha estado aprovechando de diferentes maneras. La energía que se ibera en la combustión proviene del cambio químico que se produce cuando el combustible se combina con el oxígeno (bajo ciertas condiciones de temperatura) para formar otros compuestos.
Con la invención de la máquina de vapor , el calor obtenido de la combustión del carbón se pudo aprovechar para generar movimiento, Desde ese momento hasta ahora las cosas no han cambiado mucho seguimos utilizando el calor de la combustión para generar movimiento, que luego generara electricidad en una red extensa de distribución de energía, para generar finalmente otros movimientos (lavarropas, licuadora, ventilador), o simplemente calor (tostadora, cafetera, calefactor), en nuestros domicilios alejados de donde se produce la combustión.
En las centrales térmicas se quema gas o gasoil para calentar el agua y obtener vapor a muy altas temperaturas. El vapor pasa a través de una turbina y, al hacerla girar genera electricidad. Las centrales de combustión de gas son más eficientes, pero tardan alrededor de 24 hs en llegar al régimen de rendimiento adecuado. Como el consumo diario de energía tiene horas “pico” en las que la red debe recibir más energía, y por otra parte tiene horas de poco consumo, las centrales de gas proveen la energía básica de consumo diario, pero no pueden abastecer las horas de alto consumo. Para ello se encienden las centrales de gasoil, que llegan a un régimen de rendimiento menor que las de gas, pero en pocas horas.
El gas natural se encuentra en algunos yacimientos petrolíferos y el gasoil es un derivado del petróleo. También logramos el movimiento de los automóviles gracias a la energía de la combustión de las naftas, que son otro derivado del petróleo.
En el siglo XVIII, cuando se empezó a utilizar el carbón como fuente de energía para todo tipo de movimiento de máquinas, y en especial la máquina de vapor, se produjo un aumento tan grande en la producción de artículos manufacturados (especialmente en el ramo textil), que se produjo o que se llamó “la revolución industrial”. Más adelante se encontró que el petróleo era mucho más eficaz en la combustión. Poco petróleo era capaz de proveer la misma cantidad de energía que proveía mucho carbón. Esto hizo que el petróleo fuera el combustible más buscado. El petróleo es material orgánico proveniente de organismos que vivieron en tiempos muy remotos. El material orgánico quedó sepultado por capas de sedimentos de modo que debemos buscarlo en las capas subterráneas. Esas capas pueden incluso estar actualmente cubiertas por el mar. Por eso la prospección petrolífera también incluye las zonas de la plataforma submarina.
El Petróleo, líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente 'crudo'. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo 100 años. Además, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad.
En la actualidad, los distintos países dependen del petróleo y sus productos; la estructura física y la forma de vida de las aglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo abundante y barato. Sin embargo, en los últimos años ha descendido la disponibilidad mundial de esta materia, y su costo relativo ha aumentado. Es probable que, a mediados del siglo XXI, el petróleo ya no se use comercialmente de forma habitual.
CARACTERÍSTICAS Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural.
Existen tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono. Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos.
SU FORMACIÓN:El petróleo se origina de una materia prima formada principalmente por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del mar. Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, según las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias después. Estas reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forman parte de los compuestos volátiles de los hidrocarburos.
A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén", y en las cuales el petróleo se concentra y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza, perdiendo todo interés como fuente de energía.
Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.
Localización de los yacimientos
Paradójicamente, los lugares donde hay petróleo están, por lo general, situados a bastante distancia de las zonas de consumo. Los oleoductos son muy numerosos y el tráfico marítimo muy denso. Las tres zonas con mayor producción mundial son Oriente Medio, la antigua URSS y EE.UU., que producen el 70% del crudo en el mundo.
Oriente Medio: Es el primer productor mundial de petróleo con más del 30% de la producción. En esta zona se dan unas condiciones óptimas para la explotación, por la abundancia de anticlinales, fallas y domos salinos que crean grandes bolsadas de petróleo, además su situación costera y en pleno desierto, facilita la construcción de pipe-lines (éstos pueden ir perfectamente en línea recta durante miles de kilómetros), y puertos para desalojar el crudo. Arabia Saudí es le país de mayor producción en esta zona con el 26% de la producción total.
EE.UU: Aunque tiene una producción muy alta, no es suficiente para satisfacer su consumo interno, por lo que se ve obligado a importar. La zona de los Apalaches fue la primera en ser explotada y actualmente ya casi no queda petróleo, por lo que ahora las explotaciones se centran en las zonas de California, Kansas, Oklahoma, costa del Golfo de México, Texas, Luisiana y la zona central de las Rocosas.
Antigua URSS: Comenzó a producir petróleo en 1870. Actualmente los países que la formaban extraen suficiente crudo como para cubrir sus necesidades, e incluso para exportar. Los yacimientos más importantes se encuentran en el Cáucaso, Asia central, entre el Volga y los Urales, Siberia y Sajalín.
China: A pesar de que empezó a extraer su petróleo hace muy poco tiempo -en 1952-, consiguió desde 1970 el suficiente como para autoabastecerse y exportar en pequeñas cantidades. Los yacimientos están muy alejados de los centros de consumo y de los puertos.
Venezuela: Comenzó su explotación de crudo en 1914 a manos de la compañía Shell. Fue uno de los países más importantes (el 2?) hasta 1960 cuando se vio superado por la antigua URSS y Oriente Medio. Sus yacimientos más importantes se emplazan en la zona del Orinoco.
El ciclo del petróleo
:La tarea de exploración y prospección debe iniciarse por la búsqueda de una roca cuya formación se haya realizado en medio propicio, dicha roca debe ser lo suficientemente porosa para almacenar una cantidad rentable de líquido, el tercer requisito es la localización de las trampas que hayan permitido la concentración de petróleo en puntos determinados de ella. Los procedimiento de investigación se inician con el estudio de bibliografía y cartografía del sector, seguido luego por sondeos geológicos.
Los pozos petrolíferos son perforados por rotación de una herramienta llamada "trépano" que se asemeja a una gran broca, este método ha reemplazado casi completamente al de percusión. En las explotaciones submarinas el método de perforación es el mismo pero éste se instala en grandes barcazas o en plataformas si los fondos no son muy profundos. En cualquier caso aunque es un proceso muy costoso, éste se ve enormemente encarecido cuando la explotación es en el mar. Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación que, en conjunto, constituyen el proceso de refino o refinación de petróleos crudos.
Primeramente se realiza un análisis en laboratorio del petróleo a refinar -puesto que no todos los petróleos son iguales, ni de todos pueden extraerse las mismas sustancias-, a continuación se realizan una serie de refinaciones "piloto" donde se realizan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Después de estudiar convenientemente los pasos a realizar, se inicia el proceso.
La operación fundamental es la destilación fraccionada continua, en la que el petróleo es calentado a 360?C e introducido en unas columnas de platillos, donde se separan los productos ligeros y los residuos. Esta operación sólo suministra productos en bruto, que deberán ser mejorados para su comercialización. Los productos derivados del petróleo alimentan no sólo a otras industrias, sino, sobre todo a los consumidores industriales o privados (butano, fuel-oil para calefacciones, aceites para motores, gasolina y gasóleo, etc.). Las operaciones de almacenamiento, venta y reparto requieren, pues, una potente organización técnica y comercial.
Al principio resultaba más económico situar las refinerías junto a las explotaciones petrolíferas, mientras que ahora, los progresos realizados en la técnica de los oleoductos han dado lugar a una evolución que conduce a instalar las refinerías cerca de los grandes centros de consumo.
Producción mundial
Si bien algunos yacimientos petrolíferos fueron explotados desde la antigüedad, podemos considerar que el verdadero punto de partida de la industria del crudo fue la perforación de un pozo, realizada en Titusville (Pennsylvania) en 1859.
En 1880, la producción mundial, localizada casi por completo en EE.UU. era inferior al millón de t. y sólo se utilizaba el queroseno, desaprovechándose los demás productos de la destilación.
Entre 1885-1900 se fueron sustituyendo los aceites vegetales por los del petróleo en calidad de lubricantes, a fines de dicho período, la producción mundial era de 20 millones de t. La producción siguió incrementándose hasta los 200 millones de t. y el 20% del consumo energético mundial en 1929 por nuevos descubrimientos en México, Venezuela y Oriente medio. Pero no es hasta la Segunda Guerra Mundial que el petróleo comienza a ser realmente imprescindible en la economía mundial, por el aumento de las necesidades energéticas derivado de una casi constante expansión económica, la importancia del sector automovilístico, y años más tarde del sector petroquímico. Así el petróleo cubría en 1958 el 38% de las necesidades energéticas mundiales y el 45% en 1976.
Hasta comienzos de la década de los setenta, el abastecimiento del petróleo no pareció constituir un problema, ya que la demanda crecía más o menos paralela al descubrimiento de nuevos pozos, y los precios se mantenían bajos. Pero en esa época, sin embargo, comenzó una lenta pero firme subida de los mismos, que pasó a ser brusca en 1973-1974, volvió a ser suave, y se disparó, nuevamente, en 1979. Aunque siempre se ha inculpado a los países árabes de esta subida de los precios (que, por otra parte, habían recibido compensaciones muy bajas por su petróleo), hay que tener en cuenta los intereses de las grandes multinacionales del petróleo, y del gobierno de EE.UU. que favoreció esta subida de los precios (al menos hasta que no superaron ciertos límites) para disminuir su dependencia energética y penalizar las economías competidoras.
En estos momentos existe el problema del agotamiento de las reservas de petróleo, pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas formas de energía más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica..., mientras que los países productores de petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues si no sus economías se hundirían. Aún así, a medio plazo, la situación no parece tan alarmante, pues hay que tener en cuenta que los pozos no descubiertos son sustancialmente más numerosos que los conocidos, en zonas no exploradas como el mar de China, Arafura, mar de Bering, o la plataforma continental Argentina podrían encontrarse grandes reservas.
La OPEP
La organización de países exportadores de petróleo fue creada en 1960, con sede en Viena. Nació como producto de unas reuniones en Bagdad entre los países árabes productores y exportadores y Venezuela para intentar hacer frente a las maniobras de baja de precios producidas por los grandes trusts. En su fundación participaron Irán, Kuwait, Arabia Saudí, Qatar, Iraq, Venezuela, Libia e Indonesia. Posteriormente han ingresado Argelia, Nigeria, Emiratos Árabes Unidos, Ecuador y Gabón, con lo que esta organización controla el 90% de la exportación mundial de petróleo.
Aunque en sus comienzos no tuvo la fuerza suficiente para hacer frente a la política de las multinacionales, a partir de 1971 decidió nacionalizar las empresas de explotación situadas en su territorio, y en 1973 inició importantes subidas en los precios (Confert La crisis del petróleo). A partir de entonces, la OPEP ocupó el primer plano de la actividad económica mundial, porque sus decisiones en materia de precios afectan directamente a las economías occidentales. Así los países de la OPEP incrementaron de forma importante sus recursos financieros, lo que les permitió desarrollar ambiciosos planes de industrialización (Arabia Saudí, Irán, Venezuela, etc.), entrar en el capital de empresas europeas o americanas e incluso crear un importante fondo de ayuda a países subdesarrollados en dificultades.
Sin embargo, en los últimos años, esta organización a ido perdiendo progresivamente el poder de decisión que tenía antaño.
Conclusión
El petróleo es una materia prima mineral no renovable que necesita de millones de años para su creación; los yacimientos más importantes se encuentran en Oriente Medio, la antigua URSS y EE.UU. La importancia del petróleo no ha dejado de crecer desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y es él el responsable de las dos últimas guerras en Oriente Medio.
Todo el proceso que envuelve al preciado líquido negro, desde el estudio de los yacimientos hasta el refinamiento pasando por la extracción, es extremadamente costoso y requiere alta tecnología de la que tan sólo disponen las grandes industrias del sector (Shell, British Petroleum, etc.)
Por último, los países exportadores de petróleo se agruparon en 1960 para defenderse de las grandes multinacionales y para fijar el precio del petróleo, aunque recientemente haya perdido la fuerza que tenía en los años de la crisis.
Por André Estévez Torres
En las centrales térmicas se quema gas o gasoil para calentar el agua y obtener vapor a muy altas temperaturas. El vapor pasa a través de una turbina y, al hacerla girar genera electricidad. Las centrales de combustión de gas son más eficientes, pero tardan alrededor de 24 hs en llegar al régimen de rendimiento adecuado. Como el consumo diario de energía tiene horas “pico” en las que la red debe recibir más energía, y por otra parte tiene horas de poco consumo, las centrales de gas proveen la energía básica de consumo diario, pero no pueden abastecer las horas de alto consumo. Para ello se encienden las centrales de gasoil, que llegan a un régimen de rendimiento menor que las de gas, pero en pocas horas.
El gas natural se encuentra en algunos yacimientos petrolíferos y el gasoil es un derivado del petróleo. También logramos el movimiento de los automóviles gracias a la energía de la combustión de las naftas, que son otro derivado del petróleo.
En el siglo XVIII, cuando se empezó a utilizar el carbón como fuente de energía para todo tipo de movimiento de máquinas, y en especial la máquina de vapor, se produjo un aumento tan grande en la producción de artículos manufacturados (especialmente en el ramo textil), que se produjo o que se llamó “la revolución industrial”. Más adelante se encontró que el petróleo era mucho más eficaz en la combustión. Poco petróleo era capaz de proveer la misma cantidad de energía que proveía mucho carbón. Esto hizo que el petróleo fuera el combustible más buscado. El petróleo es material orgánico proveniente de organismos que vivieron en tiempos muy remotos. El material orgánico quedó sepultado por capas de sedimentos de modo que debemos buscarlo en las capas subterráneas. Esas capas pueden incluso estar actualmente cubiertas por el mar. Por eso la prospección petrolífera también incluye las zonas de la plataforma submarina.
El Petróleo, líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente 'crudo'. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo 100 años. Además, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad.
En la actualidad, los distintos países dependen del petróleo y sus productos; la estructura física y la forma de vida de las aglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleo abundante y barato. Sin embargo, en los últimos años ha descendido la disponibilidad mundial de esta materia, y su costo relativo ha aumentado. Es probable que, a mediados del siglo XXI, el petróleo ya no se use comercialmente de forma habitual.
CARACTERÍSTICAS Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural.
Existen tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono. Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos.
SU FORMACIÓN:El petróleo se origina de una materia prima formada principalmente por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del mar. Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, según las recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aerobias primero y anaerobias después. Estas reacciones desprenden oxígeno, nitrógeno y azufre, que forman parte de los compuestos volátiles de los hidrocarburos.
A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de "migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas almacén", y en las cuales el petróleo se concentra y permanece en ellas si encuentra alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y volatiliza, perdiendo todo interés como fuente de energía.
Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.
Localización de los yacimientos
Paradójicamente, los lugares donde hay petróleo están, por lo general, situados a bastante distancia de las zonas de consumo. Los oleoductos son muy numerosos y el tráfico marítimo muy denso. Las tres zonas con mayor producción mundial son Oriente Medio, la antigua URSS y EE.UU., que producen el 70% del crudo en el mundo.
Oriente Medio: Es el primer productor mundial de petróleo con más del 30% de la producción. En esta zona se dan unas condiciones óptimas para la explotación, por la abundancia de anticlinales, fallas y domos salinos que crean grandes bolsadas de petróleo, además su situación costera y en pleno desierto, facilita la construcción de pipe-lines (éstos pueden ir perfectamente en línea recta durante miles de kilómetros), y puertos para desalojar el crudo. Arabia Saudí es le país de mayor producción en esta zona con el 26% de la producción total.
EE.UU: Aunque tiene una producción muy alta, no es suficiente para satisfacer su consumo interno, por lo que se ve obligado a importar. La zona de los Apalaches fue la primera en ser explotada y actualmente ya casi no queda petróleo, por lo que ahora las explotaciones se centran en las zonas de California, Kansas, Oklahoma, costa del Golfo de México, Texas, Luisiana y la zona central de las Rocosas.
Antigua URSS: Comenzó a producir petróleo en 1870. Actualmente los países que la formaban extraen suficiente crudo como para cubrir sus necesidades, e incluso para exportar. Los yacimientos más importantes se encuentran en el Cáucaso, Asia central, entre el Volga y los Urales, Siberia y Sajalín.
China: A pesar de que empezó a extraer su petróleo hace muy poco tiempo -en 1952-, consiguió desde 1970 el suficiente como para autoabastecerse y exportar en pequeñas cantidades. Los yacimientos están muy alejados de los centros de consumo y de los puertos.
Venezuela: Comenzó su explotación de crudo en 1914 a manos de la compañía Shell. Fue uno de los países más importantes (el 2?) hasta 1960 cuando se vio superado por la antigua URSS y Oriente Medio. Sus yacimientos más importantes se emplazan en la zona del Orinoco.
El ciclo del petróleo
:La tarea de exploración y prospección debe iniciarse por la búsqueda de una roca cuya formación se haya realizado en medio propicio, dicha roca debe ser lo suficientemente porosa para almacenar una cantidad rentable de líquido, el tercer requisito es la localización de las trampas que hayan permitido la concentración de petróleo en puntos determinados de ella. Los procedimiento de investigación se inician con el estudio de bibliografía y cartografía del sector, seguido luego por sondeos geológicos.
Los pozos petrolíferos son perforados por rotación de una herramienta llamada "trépano" que se asemeja a una gran broca, este método ha reemplazado casi completamente al de percusión. En las explotaciones submarinas el método de perforación es el mismo pero éste se instala en grandes barcazas o en plataformas si los fondos no son muy profundos. En cualquier caso aunque es un proceso muy costoso, éste se ve enormemente encarecido cuando la explotación es en el mar. Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación que, en conjunto, constituyen el proceso de refino o refinación de petróleos crudos.
Primeramente se realiza un análisis en laboratorio del petróleo a refinar -puesto que no todos los petróleos son iguales, ni de todos pueden extraerse las mismas sustancias-, a continuación se realizan una serie de refinaciones "piloto" donde se realizan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Después de estudiar convenientemente los pasos a realizar, se inicia el proceso.
La operación fundamental es la destilación fraccionada continua, en la que el petróleo es calentado a 360?C e introducido en unas columnas de platillos, donde se separan los productos ligeros y los residuos. Esta operación sólo suministra productos en bruto, que deberán ser mejorados para su comercialización. Los productos derivados del petróleo alimentan no sólo a otras industrias, sino, sobre todo a los consumidores industriales o privados (butano, fuel-oil para calefacciones, aceites para motores, gasolina y gasóleo, etc.). Las operaciones de almacenamiento, venta y reparto requieren, pues, una potente organización técnica y comercial.
Al principio resultaba más económico situar las refinerías junto a las explotaciones petrolíferas, mientras que ahora, los progresos realizados en la técnica de los oleoductos han dado lugar a una evolución que conduce a instalar las refinerías cerca de los grandes centros de consumo.
Producción mundial
Si bien algunos yacimientos petrolíferos fueron explotados desde la antigüedad, podemos considerar que el verdadero punto de partida de la industria del crudo fue la perforación de un pozo, realizada en Titusville (Pennsylvania) en 1859.
En 1880, la producción mundial, localizada casi por completo en EE.UU. era inferior al millón de t. y sólo se utilizaba el queroseno, desaprovechándose los demás productos de la destilación.
Entre 1885-1900 se fueron sustituyendo los aceites vegetales por los del petróleo en calidad de lubricantes, a fines de dicho período, la producción mundial era de 20 millones de t. La producción siguió incrementándose hasta los 200 millones de t. y el 20% del consumo energético mundial en 1929 por nuevos descubrimientos en México, Venezuela y Oriente medio. Pero no es hasta la Segunda Guerra Mundial que el petróleo comienza a ser realmente imprescindible en la economía mundial, por el aumento de las necesidades energéticas derivado de una casi constante expansión económica, la importancia del sector automovilístico, y años más tarde del sector petroquímico. Así el petróleo cubría en 1958 el 38% de las necesidades energéticas mundiales y el 45% en 1976.
Hasta comienzos de la década de los setenta, el abastecimiento del petróleo no pareció constituir un problema, ya que la demanda crecía más o menos paralela al descubrimiento de nuevos pozos, y los precios se mantenían bajos. Pero en esa época, sin embargo, comenzó una lenta pero firme subida de los mismos, que pasó a ser brusca en 1973-1974, volvió a ser suave, y se disparó, nuevamente, en 1979. Aunque siempre se ha inculpado a los países árabes de esta subida de los precios (que, por otra parte, habían recibido compensaciones muy bajas por su petróleo), hay que tener en cuenta los intereses de las grandes multinacionales del petróleo, y del gobierno de EE.UU. que favoreció esta subida de los precios (al menos hasta que no superaron ciertos límites) para disminuir su dependencia energética y penalizar las economías competidoras.
En estos momentos existe el problema del agotamiento de las reservas de petróleo, pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas formas de energía más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica..., mientras que los países productores de petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues si no sus economías se hundirían. Aún así, a medio plazo, la situación no parece tan alarmante, pues hay que tener en cuenta que los pozos no descubiertos son sustancialmente más numerosos que los conocidos, en zonas no exploradas como el mar de China, Arafura, mar de Bering, o la plataforma continental Argentina podrían encontrarse grandes reservas.
La OPEP
La organización de países exportadores de petróleo fue creada en 1960, con sede en Viena. Nació como producto de unas reuniones en Bagdad entre los países árabes productores y exportadores y Venezuela para intentar hacer frente a las maniobras de baja de precios producidas por los grandes trusts. En su fundación participaron Irán, Kuwait, Arabia Saudí, Qatar, Iraq, Venezuela, Libia e Indonesia. Posteriormente han ingresado Argelia, Nigeria, Emiratos Árabes Unidos, Ecuador y Gabón, con lo que esta organización controla el 90% de la exportación mundial de petróleo.
Aunque en sus comienzos no tuvo la fuerza suficiente para hacer frente a la política de las multinacionales, a partir de 1971 decidió nacionalizar las empresas de explotación situadas en su territorio, y en 1973 inició importantes subidas en los precios (Confert La crisis del petróleo). A partir de entonces, la OPEP ocupó el primer plano de la actividad económica mundial, porque sus decisiones en materia de precios afectan directamente a las economías occidentales. Así los países de la OPEP incrementaron de forma importante sus recursos financieros, lo que les permitió desarrollar ambiciosos planes de industrialización (Arabia Saudí, Irán, Venezuela, etc.), entrar en el capital de empresas europeas o americanas e incluso crear un importante fondo de ayuda a países subdesarrollados en dificultades.
Sin embargo, en los últimos años, esta organización a ido perdiendo progresivamente el poder de decisión que tenía antaño.
Conclusión
El petróleo es una materia prima mineral no renovable que necesita de millones de años para su creación; los yacimientos más importantes se encuentran en Oriente Medio, la antigua URSS y EE.UU. La importancia del petróleo no ha dejado de crecer desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y es él el responsable de las dos últimas guerras en Oriente Medio.
Todo el proceso que envuelve al preciado líquido negro, desde el estudio de los yacimientos hasta el refinamiento pasando por la extracción, es extremadamente costoso y requiere alta tecnología de la que tan sólo disponen las grandes industrias del sector (Shell, British Petroleum, etc.)
Por último, los países exportadores de petróleo se agruparon en 1960 para defenderse de las grandes multinacionales y para fijar el precio del petróleo, aunque recientemente haya perdido la fuerza que tenía en los años de la crisis.
Por André Estévez Torres
miércoles, 27 de abril de 2011
Terminología importante.
Luego de unos días atroces y sin computadora vuelvo a la carga con un tema que hacía tiempo quería tocar y que acabo de leer en la Revista Inversor Global número 40 de Octubre/Noviembre que trata sobre el tema, en especial forma de invertir en los denominados commodities.Recuerdo que hace un buen tiempo escuché esta palabra y no me llamó mucho la atención, sobre todo que no lograba visualizar cómo se podía invertir o ver en 360º el tema, sin embargo la idea de hoy en este mensaje es explicar qué significa el concepto y cómo se puede invertir en los mismos.
Se denomina commodity a todo bien que es producido en masa por el hombre o incluso del cual existen enormes cantidades disponibles en la naturaleza, que tiene un valor o utilidad y un muy bajo nivel de diferenciación o especialización. Quizás en este momento tenga dudas sobre qué sería y que no uno de estos elementos, pero poco a poco lo detallaré más adelante y prometo que terminará de leer sabiendo básicamente qué es y como invertir en ellos.
Un ejemplo conocido de estos son el maíz, la soja o el trigo, dado que se producen en masa y tienen un muy bajo nivel de diferenciación, tengamos en cuenta que algo plantado acá en Argentina quizás no sea muy diferente a lo mismo plantado en México u otro país que pueda producirlo, de allí su bajo nivel de diferenciación. También el oro, la plata o el petróleo son commodities dado que acá o en cualquier parte del mundo no son muy diferentes salvo pequeñísimos detalles.
- ¿Cómo se clasifican los mismos?
Los mismos se clasifican en diferentes grupos y son los siguientes:
Granos: Donde podemos encontrar la soja, el trigo, el maíz, la avena, la cebada.
Softs: El algodón, azúcar, cacao, café, etc.
Energías: Nafta, etanol, fuel oil, gas, petróleo crudo, etc.
Metales: Oro, plata, cobre, platino, aluminio.
Carnes y derivados: Ganado bovino vivo, ganado porcino vivo, manteca, leche.
Incluso han aparecido commodities financieros, entre ellos tenemos los bonos de 30 años, eurodólares, etc; los índices como el Dow Jones, el Nasdaq100, etc e incluso de monedas, como la libra, el euro, el peso mexicano, etc, etc, etc. Como se puede ver el rango y grupo de commodities se puede ampliar.
- ¿Cómo se manejan estos bienes en la práctica?
En la mayoría de los casos emplean la modalidad de futuros. En cierta forma el modo de trabajar en el mercado de commodities es a futuro o en un mercado a término. Un mercado a futuro es uno en el que las partes que forman parte de la transacción se comprometen a consumarla en una determinada fecha a futuro a un precio que se fija y se pacta el día de la fecha. (o sea, hoy). A su vez existen el mercado spot en que las transacciones se realizan y liquidan en el día o con un plazo máximo de 72 horas a un precio de contado o spot, esto como contraposición a la primer forma de transacción. Esto tiene mucho sentido más que nada en el mercado de acciones o financieros dado que la disponibilidad y entrega se realizan de forma más rápida y por medio de una cuenta de broker.
- ¿Cuáles son los principales mercados de commodities?
En Argentina existen por su parte dos mercados, por un lado el Mercado de Liniers donde se encuentran el ganado en modalidad spot y por otro lado la Bolsa de Cereales de Rosario, donde se encuentran los distintos granos en modalidad a futuro.
Por último con respecto a este tema, cada contrato tendrá un precio distinto según se ubique el lugar en el que deba hacerse la entrega física del commodity.
Según la revista Inversor Global las formas de operar además del Mercado de Rosario en donde se transan commodities agrícolas, se puede operar electrónicamente en distintos mercados de Estados Unidos por medio de un broker de igual modo que como cuando se compra una acción. La diferencia está en que lo que se opera es un futuro de algún commodity. También existen ETFs (Instrumentos que permiten invertir en una o varias clases de elementos) como puede ser con el petróleo o el oro, donde replican el movimiento del commodity. Por último está el índice de referencia del mercado de commodities que es el CRB Index (CCI), calculado inicialmente por el commodity Research Burea. Este índice a su vez, se tranza a modalidad futura.
Si bien todavía me falta averiguar y conocer más del tema, nunca está de más compartir esta información con los lectores y ver si entre todos podemos apalancar el conocimiento sobre estos instrumentos. Invito a aquellos que conozcan sobre la materia o tengan conocimiento a que comenten en los comentarios así averiguamos un poco más.
Muchas gracias por su tiempo.
Mariano Cabrera Lanfranconi
Fuente: Revista Inversor Global Nº 40, Octubre/Noviembre (www.inversorglobal.com.ar)
martes, 26 de abril de 2011
CARACTERÍSTICAS DEL "CAMPO" ARGENTINO
Los dos "campos" argentinos. Estudio de las relaciones
asimétricas y diseño de estrategias para el desarrollo rural1
Lic. Ariel Oscar García
Lic. Inés Liliana García
Lic. Esteban Rodríguez
Dr. Alejandro Rofman
1.- Introducción
La inserción “modernizante” de la agricultura científica aliada al
agribusiness global en el agro argentino era tema discutido en ámbitos
acotados, hasta que a principios de 2008 se suscitó la discusión pública
sobre los derechos de exportación de cereales y oleaginosas. En este
escenario se produjeron y reprodujeron opiniones diversas que focalizan en
la coyuntura pero que sobresalen por la carencia de planteos de proyectos a
mediano y largo plazo. Por ende, ante la insuficiencia de análisis críticos que
propongan medidas superadoras de mayor horizonte temporal que una
campaña agrícola, entendemos que es preciso asumir una visión de la
situación y desenvolvimiento agrario y agroindustrial actual que considere
fehacientemente escenarios contemporáneos y potencialmente posibles.
El presente trabajo busca contribuir al diseño de políticas públicas que se
sustenten en una adecuada comprensión de la dinámica de acumulación
presente en el sector agrario nacional. Pues, sin una apreciación del
conjunto de actores involucrados en el agro es imposible avanzar en la
construcción de escenarios a futuro. Los objetivos particulares son: i) discutir
el heterogéneo perfil que asume contemporáneamente la estructura
productiva y social del agro argentino, y ii) describir lineamientos
estratégicos de políticas de tierra, de crédito, fiscal, de precios, ambiental y
tecnológica que deberían ser considerados como centrales en las políticas
públicas.
La heterogeneidad estructural del perfil socio-productivo de la agricultura
nacional es un elemento clave para cualquier análisis que se realice sobre el
tema, esto es una obviedad. Sin embargo, corresponde “desmitificar”
imágenes construidas sobre tal perfil debido a que la sociedad argentina en
general carece de información concreta y actualizada al respecto. En esta
imagen estática del agro prevalece el estereotipo más tradicional sobre el
actor social que produce bienes primarios agrícolas en distintas regiones
agro-económicas del país. Así, con diversos matices y profundidades se
considera que como hace más de cuatro décadas, el productor con su
familia descendiente de inmigrantes europeos habita en la chacra
pampeana, desarrollando complejas y sacrificadas actividades durante
extensas jornadas que lo convierten en un “ejemplo de trabajador” y por las
cuales logra un excedente apenas suficiente para la reproducción de la
unidad doméstica. Esta imagen del productor que reside en nuestras mentes
a través de lo que se nos enseñó en la escuela o se nos transmitió durante
1 El presente artículo fue realizado en el marco del PIP-CONICET 5459 con el que cuenta el
Grupo de Economías Regionales del Centro de Estudios Urbanos y Regionales.
años por vivencias cercanas, permanece inalterable o con variaciones que
no cambian la caracterización generalizada.
Sin embargo, debajo de las ideas del sentido común y presuntamente
naturales que existen sobre el espacio y el tiempo -en este caso sobre el
espacio y el tiempo agrarios-, yacen ocultos campos de ambigüedad,
contradicción y lucha (Harvey, 2004: 229). Contrapuesto a esta imagen
generalizada del actor social agrario característico de la Pampa de los
inmigrantes europeos, otro muy importante segmento de la población de las
grandes metrópolis urbanas pampeanas posee un marco referencial
diferente respecto de su procedencia y de su destino. En este caso, quienes
migraron desde la década de 1930 hasta la actualidad, del norte y el oeste
de la Argentina hacia tales ciudades, legaron a sus hijos y nietos otra
imagen del “campo”. Es la que no los pudo contener adecuadamente para
brindarles un futuro prometedor y reprodujo el permanente recuerdo de su
origen. Así, entre 1940 y 1970 se insertaron en los mercados de trabajo de
las ciudades del Litoral en constante expansión. Más tarde, la persistente
crisis social los expulsó masivamente de sus predios y, en su arribo a las
ciudades, sufren de marginación y exclusión laboral. En este caso, los
criollos o mestizos descendientes tienen una visión nostálgica de su
residencia de origen, en donde pocos o ninguno pudieron reproducirse.
El primer modelo de sociedad agraria quedó en las mentes de gran parte
de la clase media de origen europeo que vive en las ciudades. El segundo
sector, desvinculado de la agroexportación próspera y ligado con la provisión
de alimentos e insumos desde pequeños establecimientos con serias
dificultades para obtener ingresos subsistenciales, produjo en los habitantes
preexistentes de las ciudades receptoras un fuerte rechazo. La imagen es
totalmente diferente en estos últimos. Fueron y son los “cabecitas negras”,
“invasores” del pacífico ámbito urbano, sujetos a diversas formas de
clientelismo y tildados por su “baja” vocación al trabajo y a la “disciplina”.
Ninguna bonanza económica arropó a los llegados desde el interior profundo
luego del decenio de 1970. Por el contrario, fueron conscientes de las
privaciones, las dificultades para permanecer en sus explotaciones y la
obligada salida, sin retorno, de miembros de sus familias, lo que aún supone
referencias dolorosas en la mayoría absoluta de los emigrantes.
Estos imaginarios colectivos se nutren de paisajes idealizados que han
cambiado sustancialmente o bien de experiencias personales ligadas con la
migración. Pero más allá de estas circunstancias, que inciden notoriamente
en sus conductas frente a las contrastantes situaciones en que se ven
envueltos los actores sociales en uno y otro escenario, reflejan procesos de
profunda transformación que no resultan claros en su explicación ni
correctos en su descripción cotidiana.
Desde nuestra responsabilidad como estudiosos de esta divergente
realidad deseamos agregar, con este texto, un elemento más al debate
nacional de la cuestión agraria que desnude las inexactitudes de visiones
estereotipadas sobre nuestra estructura agropecuaria o confirme
situaciones de fuerte deterioro social. Sin avanzar en esta dirección será
muy difícil construir proyectos transformadores a futuro.
Es por ello que sistematizamos una serie de propuestas de política
pública que contemplen el perfil de los dos “campos” que pueblan nuestro
interior rural, aporte que, por supuesto, queda abierto a la polémica de los
lectores. Los modelos puros son abstracciones que realizamos para poder
describir situaciones que consideramos recurrentes. Por esto, aclaramos que
tanto el modelo dominante como el “contra-modelo” en realidad no existen
como tales, son aproximaciones.
El trabajo se estructura en tres apartados. En el primero describimos a
grandes rasgos el modelo del agribusiness y el de la agricultura familiar,
desde una perspectiva que considera el territorio no como mero receptáculo
sino como producto de las relaciones de poder. En el segundo, proponemos
seis lineamientos estratégicos para revertir los procesos de subordinación
existentes en distintos circuitos y entre diferentes actores. Por último, en el
tercero realizamos algunas consideraciones finales.
2.- Los dos modelos de la Estructura Agraria argentina contemporánea
2.1. El modelo del “agribusiness”
En este apartado analizamos el agribusiness en la actividad primaria. Si
bien nos remitimos al caso pampeano no nos circunscribimos solo a éste,
puesto que también este modo de gestión y producción agrícola se implanta
en determinadas economías regionales, organizándose en función de la
exportación.
Considerar que la heterogeneidad de los escenarios agrícolas es un rasgo
distintivo del siglo XXI sería caer en un error de apreciación. Diferencias
siempre existieron. Sin embargo, lo particular de esta época es su
exacerbación. Después de todo, tendería a acrecentarse la brecha entre los
que acompañan la “modernización” de la agricultura en el capitalismo de
escala global y aquellos que resisten o subyacen al margen del sistema.
A fines del siglo XX, Argentina pasó de ser el afamado granero cerealero
al granero oleaginoso del mundo. Tal cambio es resultado de múltiples
dinámicas que interactúan en el nivel local, nacional y global, pero que
serían comandadas desde este último. Bisang y Gutman (Pfr. 2003: 8)
consideran que el impacto de la revolución verde -difusión de la agricultura
científica en el agro- ha sido acotado y tardío en el escenario local. Esta
forma de difusión se modifica drásticamente con la apertura comercial y la
desregulación estatal de la década de 1990. Asimismo, Rofman et. al. (Pfr.
2005: 16) sostienen que en los últimos decenios el sector agropecuario pasó
por profundas transformaciones. Desde el mencionado decenio, las mismas
fueron particularmente evidentes con la aplicación del modelo de ajuste
estructural expansivo. La política económica basada en el tipo de cambio fijo
que impuso estrategias tendientes a asegurar el éxito de dicho modelo, fue
el principal catalizador del proceso de modernización acelerada de la
agroindustria argentina y su eficiente inserción en la economía internacional.
Bisang y Gutman (Pfr. 2003: 8) señalan que en dicho decenio se operó un
importante crecimiento e internacionalización de la producción, sustentado
en: a) la adopción de tecnologías de punta en lo relativo a productos y
procesos; b) la puesta en producción de áreas marginales mediante el
empleo de nuevas técnicas agronómicas; c) transformaciones en el modelo
de organización de la producción primaria; y d) la rearticulación de dicha
producción en el marco de los circuitos agroalimentarios (Ibidem). Rofman,
et. al. (2005: 17) consideran que los tres pilares básicos desde los cuales se
han venido implantando los procesos tecnológicos innovativos son: a) la
biotecnología; b) la oferta en creciente aumento de agroquímicos; y c) los
permanentes progresos derivados de la ingeniería genética. Al mismo
tiempo, surgieron y se están difundiendo tecnologías de proceso. Esto se
evidencia en las nuevas prácticas organizativas de las actividades de
siembra, de manejo del cultivo y de cosecha, que incluyen inversiones
elevadas tales como pools de siembra, siembra directa, contratación de
tierra por cosechas, adquisición de nuevas extensiones a partir del
desplazamiento de la frontera agrícola, mecanización del proceso de
recolección, etc.
Los citados procesos tuvieron claras implicancias a nivel de explotación.
En efecto, se observó un fuerte predominio de la oferta de insumos
industriales sobre la producción. De este modo, la introducción e
implantación de semillas transgénicas conllevó la necesaria adopción de
herbicidas, genética animal, etc. Estos paquetes tecnológicos son los
empleados en los países centrales. Son ofrecidos por contadas empresas
trasnacionales con injerencia en el conjunto de insumos agropecuarios y con
presencia nacional gracias a aceitados canales de comercialización y
distribución. Sumada a la tecnología de productos, los procesos también se
transformaron. En efecto, en el decenio de 1990 se difunde y consolida el
papel de los terceristas. Estos agentes intervienen en la producción a través
de un contrato que efectúa el propietario o arrendatario de la tierra. Estos
intermediarios actúan entre los condicionamientos industriales impuestos por
las tecnologías disponibles y los riesgos propios de la agricultura. A su vez,
la producción primaria es influida por nuevas articulaciones efectuadas por la
industria agroalimentaria y el hipermercadismo, que imponen vía contrato
una standarización en la calidad de los bienes agrícolas (Pfr. Bisang y
Gutman, 2003: 14; Teubal y Rodríguez, 2002: 41-54).
La citada situación es un fenómeno de alcance mundial, puesto que las
empresas trasnacionales actúan como vectores concretos de la
globalización. Y no sólo inciden en la producción agrícola, sino también a
través de la provisión de insumos y el procesamiento industrial de aquella.
Teubal (Pfr. 2001: 52) considera que se trata de corporaciones que dominan
el mercado mundial de diversos tipos de insumos básicos como semillas,
fertilizantes y pesticidas. Además, estas cuentan o financian grandes
centros de investigación dedicados a la ingeniería genética, a la zoología y a
la botánica, avances gracias a los que han patentado nuevos cultivos o
variedades de los mismos. Producción primaria y provisión de insumos no
son los únicos eslabones de esta cadena global que es comandado por las
empresas transnacionales. Este mismo autor (ibidem) señala que, por un
lado, las mismas inciden en la producción de alimentos procesados y llegan
hasta el consumidor mediante la consolidación y difusión de marcas
alimentarias mundiales y nuevos productos procesados. Por otro, también
venden servicios vinculados con la aplicación de semillas híbridas e
impulsan nuevas prácticas de manejo agropecuario.
Como corolario de esta situación con implicancias en distintas escalas de
análisis, es importante poner de relieve que la trayectoria de los agentes
económicos se vincula con la capacidad diferencial de abordar este tren
“modernizador”. Rofman, et. al. (Pfr. 2005: 17) sostienen que la presencia de
grandes grupos económicos, nacionales o multinacionales en el proceso de
liderazgo y control de la actividad agroindustrial en sus más diversas
manifestaciones tornó posible el proceso transformador de la agroindustria
argentina. Ello se aprecia en la emergencia de firmas de gran poderío
económico en todo el espectro de la innovación tecnológica -tanto en la
investigación genética como en la oferta de semillas transgénicas,
agroquímicos- para incrementar la productividad física de la producción y
desterrar enfermedades y malezas, o en la incorporación de nuevas
especies para elevar la calidad de los alimentos o insumos obtenidos. Pero,
a la vez, la modernización y crecimiento de la oferta se basó en el desarrollo
eficiente de la producción en las unidades económicas capaces de aumentar
la productividad física de los bienes destinados al consumo intermedio o
final. Estas unidades económicas -medianas y grandes, tanto en la
agricultura de secano como de riego- suelen acoplarse al proceso
emergente. Para ello, debieron y deberán contar con recursos financieros
propios, acceder a créditos externos en magnitudes significativas y a una
renovada capacidad de gestión. Surge de lo antedicho, que la capacidad de
hacer frente al desafío que implica esta revolución productiva y técnica en
las actividades agroindustriales nacionales, no puede ser afrontado de
similar modo por un mediano y gran productor capitalizado -con relaciones
formales dentro y fuera del sistema económico y estrechos vínculos con las
instituciones financieras del país y/o del exterior- que por un pequeño
productor con ingresos iguales o menores a los necesarios para
reproducirse, con una inserción informal y sin canales de obtención de
crédito institucionalizado. Barsky y Gelman (2005: 396) consideran que el
perfil de la expansión productiva impulsada por las políticas
macroeconómicas de la década de 1990 fortaleció los procesos de
concentración del capital.
Como observamos, los actores de la región pampeana asistieron a una
importante transformación en los últimos decenios del siglo XX, y más aún
en el de 1990. En síntesis, las grandes y medianas explotaciones accedieron
a innovaciones de tecnología y de proceso con las que pudieron integrarse
exitosamente a la transnacionalización agroindustrial de la época. En aquella
década, los pequeños productores -muchos endeudados- encontraron serias
dificultades para reproducirse en un contexto de precios bajos y fueron a la
quiebra.
El productor ya no es más el del imaginario colectivo arriaba enunciado.
No reside en la finca con su familia sino en ciudades vecinas. Atiende
escasamente la actividad permanente en su predio pues los procesos de
siembra y cosecha al perfeccionarse y mecanizarse totalmente implican la
contratación de equipos de “terceros”, proveedores por poco tiempo en cada
campaña, de los equipos necesarios para sembrar o para cosechar. La
densidad de fuerza de trabajo baja abruptamente o simplemente desaparece
.Los “contratistas” se encargan de todo. Y el proceso de arrendamiento
supone que, para el cultivo de los más importantes cereales (trigo,maíz) y
oleaginosas (soja, girasol) el pequeño y mediano productor, si no desea
explotar su propiedad rural ,la alquila a vecinos, amigos financistas o los
grupos económicos encargados de trabajar con grandes extensiones y con
economías de escala. El 70 % de la tierra pampeana, actualmente, adopta
esta modalidad novedosa. Los nietos de los antiguos arrendatarios son
arrendadores y viven en las ciudades de las elevadas rentas que obtienen
por alquilar sus fincas. Un productor mediano, en la zona pampeana, por
ejemplo, que posee un campo de 500 hectáreas puede obtener una renta de
300 dolares por hectárea promedio, lo que supone percibir por año 150.000
dolares, vivir en la ciudad y realizar inversiones de todo tipo con esos
recursos, además de disfrutar de un nivel de vida envidiable, sin horarios de
trabajo estrictos. El estereotipo arriba citado, aún persistente en muchas
mentes de residentes urbanos, ya no existe más. A lo sumo, tiene alguna
presencia en los tambos aunque esta actividad está fuertemente dañada por
el avance de la soja. Conozcamos qué sucede en las áreas extrapampeanas.
2.2. El modelo de la agricultura familiar en la periferia regional argentina
En el interior del país, en las comúnmente denominadas economías
regionales o extrapampeanas, el cuadro no fue muy diferente. En tal
sentido, la agricultura familiar de la periferia necesita ser analizada en el
marco de los procesos globales comandados verticalmente por agentes
transnacionales, los cuales han transformado los distintos circuitos del
interior argentino. Bendini y Tsakoumagkos, (2001: 1, citados en Bendini y
Steimbreger, 2005: 189) observan fenómenos que no son exclusivos de la
presente década, sino que se inician en el decenio de 1970 y que se
profundizan desde el de 1990. Según estos autores, se están
experimentando cambios definidos por la intensificación del dominio del
capital multinacional sobre el agro. Esta situación se evidencia en la difusión
de distintas formas de flexibilización laboral, el incremento de la
pluriactividad y la profundización de la articulación subordinada por parte de
los productores a las cadenas agroalimentarias. En estas cadenas son
habituales las decisiones provenientes de las grandes empresas
transnacionales que dan cuenta de los condicionamientos externos y el
deterioro o expulsión de los productores familiares, la reconfiguración
territorial y la redefinición de los actores sociales a escala local, entre otros.
Las políticas macroeconómicas favorecedoras de la inserción de la
agricultura argentina a los mercados internacionales han impactado
diferenciadamente en territorios y actores. En definitiva, el modelo agroexportador
asociado a la biotecnología, a la oferta en creciente aumento de
agroquímicos y a los permanentes progresos derivados de la ingeniería
genética es el “modelo exitoso”. Sin embargo, el agro argentino no se agota
en dicho modelo. Es posible reconocer un “contra-modelo”, donde
predominan los actores subordinados de los distintos circuitos a través de la
agricultura familiar. El mismo es compuesto por un número de campesinos y
pequeños productores que varían entre las casi 200 mil EAPs minifundistas
y los cerca de 75 mil hogares rurales agrarios pobres (Tsakoumagkos, et. al.
2000: 47). Según estos autores, la magnitud de este grupo social en las
distintas regiones da lugar a tres situaciones bien diferenciadas: a) regiones
con alto peso en el conjunto de la población campesina y pequeño
productora del país y alta incidencia entre los productores de la región, son
la mesopotamia, el monte árido, los valles del NOA y también el chaco
húmedo; b) regiones con alto peso y baja incidencia, la región pampeana y
los oasis de riego; c) regiones con bajo peso pero alta incidencia, la puna, el
chaco seco, la patagonia lanera; y d) regiones que no responden a
parámetros claros, los valles patagónicos, la agricultura andina patagónica y
la agricultura subtropical del NOA (ibidem).
Para caracterizar la agricultura que se reproduce al “margen del sistema”,
en ausencia o escasez de capital, es posible describir el caso de la
agricultura yerbatera de Misiones, el que con matices puede ser replicado
para otras regiones y explotaciones familiares. La producción de este cultivo
suele ser efectuada por los miembros del grupo familiar doméstico. Son
escasas las unidades que cuentan con mano de obra asalariada. Y cuando
disponen de ésta es en tiempo de plantación y o cosecha de los distintos
productos destinados a la comercialización. Se trata de propietarios de la
tierra y de medios de producción, salvo en casos donde se registra la
tenencia irregular, la aparcería y el arriendo con pago en especies o trabajo.
La tecnología que suelen utilizar es de tracción a sangre combinada con
productos agroquímicos modernos y en pocos casos con maquinarias
movidas a combustión. La mayoría del tiempo de trabajo es dedicado a la
producción agrícola de cultivos comerciales (tabaco y/o yerba mate, té,
diversificando a veces con citrus y duraznos). Forman parte subordinada de
complejos agroindustriales a los que destinan la materia prima.
Complementan los ingresos de los cultivos comerciales principales con
horticultura (verduras, mandioca y batata) y otros productos para
autoconsumo -huevos de gallinas, carbón vegetal y cereales-. Una cantidad
significativa de unidades tienen ingresos que provienen exclusivamente de la
actividad agropecuaria de la explotación. En menor proporción existen
hogares con ingresos extraprediales pero menores a los generados en la
unidad, y, finalmente, es posible hallar unidades donde los ingresos
extraprediales son superiores a los generados en la explotación (Pfr. Barsky
y Fernández, 2005: 96-97).
Pero también en Misiones podemos ver ejemplos de cómo las empresas
transnacionales consiguen integrar plenamente la producción familiar como
eslabones de sus cadenas globales. Nos referimos al caso del tabaco burley
en el centro y nordeste provincial2. La producción primaria es organizada y
controlada por un reducido grupo de compañías acopiadoras -brazo
operativo de las tabacaleras internacionales- que entablan anualmente
relaciones contractuales con 11 mil a 13 mil agricultores. Estos suelen ser
ocupantes con permiso o propietarios de pequeñas extensiones de tierra,
emplean mano de obra familiar y el promedio de superficie que dedican a
este cultivo extrañamente supera las 5 ha . El tabaco permite a los
agricultores estabilizar las nuevas explotaciones y contar con liquidez para
un consumo e inversión básicos entre las familias. Este escenario se
encuentra determinado por la influencia directa que los acopiadores ejercen
sobre miles de productores primarios. Estos suelen incorporar de manera
pasiva las decisiones productivas y comerciales tomadas por los agentes
2 El nordeste de Misiones constituyó hasta tiempos recientes una frontera agrícola con
tierras disponibles
comercializadores externos (dealers) a través de los acopiadores, situación
que se evidencia en hechos como la rápida adopción de los paquetes
tecnológicos o de las variedades. La alta normatización de la relación entre
pequeños productores y empresas tabacaleras se observa en cuestiones
como el asesoramiento técnico permanente o la provisión de insumos y
materiales, donde los precios se alejan de los vigentes en el mercado. La
escasa capacidad de maniobra acerca e introduce a los productores a una
agricultura de contrato. En definitiva, al aceptar las condiciones y
financiamiento para el inicio de la campaña, el agricultor entra en un ciclo de
endeudamiento y des-endeudamiento que tiene como actor dominante a
agentes comercializadores externos (representados por las compañías
acopiadoras). Por último, los estudios explorados no dan cuenta de cambios
sustanciales en esta relación o en el cambio de situación de ambos actores
tras la devaluación de la moneda de 2002 (García, 2007: 4-5).
Algo que se observa en casi todos los circuitos productivos es la
reorientación de los mismos hacia la exportación, lo que viene acompañado
de transformaciones en los actores y relaciones intervinientes. En algunos
de estos casos, esto suele significar el desplazamiento de la agricultura
familiar. Esto parece suceder en las principales actividades de la provincia
de Tucumán. Entre el período intercensal 1988-2002 se registró una notable
desaparición de pequeños productores cañeros y un marcado aumento en
los niveles de concentración de la tierra. Esto no impidió que luego de la
devaluación de 2002 la actividad adquiera una inédita orientación
exportadora, liderada por grandes empresas y grupos económicos que
adquirieron ingenios y controlan, directa o indirectamente, gran parte de los
cañaverales. Algo similar ocurre en la actividad citrícola, la cual es
controlada por escasos agentes de origen transnacional integrados
verticalmente, quienes a fines de la década de 1990 procesaban 48% de la
fruta producida en la citada Provincia (Pfr. Natera Rivas y Batista Zamora,
2005). Una estrategia comercial de estos agentes fue absorber a la
competencia e insertarse de forma directa, o a partir de empresas
vinculadas, en los circuitos de comercialización externa (Pfr. Ibidem). Debido
a su creciente importancia, comenzaron también a modificarse las formas de
contratación de trabajadores y los volúmenes de mano de obra requerida. En
este esquema, la organización de la cosecha se perfila como clave para
asegurar la calidad de la fruta de exportación en fresco (Aparicio, et. al.
2004: 10). Como puede observarse, entre las cuestiones aludidas gravitan
elementos ajenos al mercado interno, lo cual genera desajustes entre las
demandas internas -mano de obra, presión fiscal- y las condiciones externas
-baja de precios, medidas proteccionistas, exigencias de calidad-.
Como mencionabamos al principio de la sección, la capacidad de
insertarse en los mercados internacionales impactó en forma diferencial a los
distintos actores, lo que en algunos circuitos se manifiesta con una
estructura productiva dual. En Río Negro, la dinámica de acumulación en los
diferentes procesos comercializadores de la manzana y la pera contribuye a
la conformación y reproducción de dos circuitos, uno integrado y otro
marginal. El primero es el de empresas, agentes comerciales y productores
independientes, que tras la caída de la convertibilidad han asistido a un
potencial proceso de acumulación debido a su mayor fortaleza comercial y
productiva. Este grupo se compone de empresas integradas -principalmente
de capital extranjero- tradings y grupos de productores con estructuras
reconvertidas y nuevas variedades. Si se considera que el potencial de
acumulación se liga estrechamente con el acceso y control de los mercados
(sobre todo externos), son los agentes comerciales y las empresas
integradas quienes predominan sobre el productor independiente. El
segundo, es el circuito de los que quedaron “fuera del sistema”. Se
constituye de un universo heterogéneo de empresas integradas que poseen
cadenas de comercialización frágiles, productores integrados sin inserción
estable en tramas asociativas para unificar las ofertas y sostener un mayor
poder de negociación, y productores independientes sin estructuras
productivas reconvertidas. Ambos segmentos de fruticultores se encuentra
condicionados por la inserción en el mercado, la inversión y las posibilidades
de reproducción de la mano de obra. Están aquellos que pueden definir un
sendero de inversión seguro, para poder acompañar el necesario proceso de
reconversión técnico, y los que quedan rezagados. Pese a la devaluación y
sus efectos benéficos sobre los ingresos globales, persisten las dificultades
estructurales de los pequeños productores en disponer de excedentes
tendientes a adaptarse a las emergentes exigencias de renovación técnica.
Pues, la tasa de ganancia de los más pequeños es insuficiente para
garantizar en forma conjunta, tanto la reproducción de la fuerza de trabajo
como la necesaria acumulación para renovar el equipamiento de sus
predios. Los cambios en los precios relativos como producto de las
modificaciones del tipo de cambio parecieran definir un panorama más
alentador para el segmento más débil de la cadena agroindustrial (Rofman y
García, 2007: 7).
Un proceso similar podemos encontrar en la producción vitivinícola de
San Juan y Mendoza. La producción de uva se destina a tres
encadenamientos principales: consumo en fresco, elaboración de pasas e
industrialización, que a su vez origina dos subcircuitos: elaboración de vinos
y/o mostos, y jugos. Durante el decenio 1995-2005 los precios de la uva para
mesa y para vinos común y fino se incrementaron en términos reales
(Rofman y García, 2007: 11). No obstante, esta mejora no debe desdeñar el
aumento de los costos de producción y de reproducción de la fuerza de
trabajo en las áreas productoras, como tampoco la realidad social de las
áreas rurales aún en una época de crecimiento en términos agregados3.
Además, al introducir en el análisis la evolución reciente de las
exportaciones, encontramos que el sector ligado al comercio exterior es el
mayor beneficiario del escenario post-convertibilidad. Después de la
devaluación, a la pesificación de deudas y costos de producción debe
agregarse un mejoramiento en el precio por unidad exportada. No obstante,
el acceso a los mercados internacionales implicó un importante proceso de
reconversión de las variedades. En este escenario, los sectores
descapitalizados o sin acceso al crédito se vieron imposibilitados de mejorar
sus parrales, por lo que destinaron su producción exclusivamente al
3 En 2004, una encuesta sobre la población rural de Mendoza estimaba que, si se toma el
costo de la canasta familiar, 60 % de la misma era pobre por ingresos (DEIE: 2004: 45,
citado en Rofman y García, 2007: 11).
mercado interno4. Analizando el proceso pos-devaluatorio, Rofman y
Collado (2004: 2) sostienen que la estructura de inserción de los agentes
económicos en este circuito vitivinícola se ha mantenido sin grandes
cambios. Por esto, esperan que persistan -o se acentúen- las tendencias
que dieron lugar a la constitución de un nuevo escenario productivo regional
con eje gravitante en la exportación y las nuevas variedades. Para los
autores, el contexto está signado por la concentración y extranjerización
creciente del capital agrario, industrial y de intermediación, la desaparición
de numerosos pequeños productores tradicionales y la disposición sectorial
basada en la creciente preeminencia de los grupos económicos orientados
hacia la producción y exportación de vino fino (ibidem).
Por último, pero no menos importante, hay que resaltar los casos en que
la producción familiar fue desplazada por la expansión de los cultivos del
área pampeana, la soja en particular, lo cual significó el reemplazo de las
lógicas productivas existentes por las del “agribusiness” descritas en la
sección 2.1. El caso más emblemático es el de las transformaciones en la
agricultura del Chaco a partir de la década de 1990, con la expansión de la
soja genéticamente modificada. En 1999 esta provincia dejó su lugar de
principal productora algodonera argentina para incorporarse a la siembra
masiva de la oleaginosa, convertida en el principal cultivo nacional. El
reemplazo de una lógica productiva en la que se basó la organización socioeconómica
provincial durante más de cuatro decenios por otra que privilegió
la eficiencia, los menores costos comparativos y la comercialización
garantizada de los nuevos paquetes tecnológicos, suscitó conflictos y
reacciones diferenciales en el sector según la vulnerabilidad selectiva de los
agricultores chaqueños, diferenciados en grandes y pequeños. En 1992, los
primeros representaban un 6% del total y poseían entre 100 y 500
hectáreas. A su vez, los pequeños representaban el 93% restante,
constituyendo el grupo de mayor vulnerabilidad. La reconversión productiva
implicó el abandono a menos de la mitad de la superficie cultivada con
algodón, forzó la expansión de la frontera agrícola hacia áreas no
tradicionales (extremo sudoeste y oeste provincial) mediante el desmonte
acelerado y los arrendamientos temporarios. Esto conllevó a una mayor
concentración y polarización de la actividad, con una creciente marginación y
exclusión de las fracciones más desfavorecidas (Valenzuela, 2005:2).http://www.eco.unlpam.edu.ar/materia116wt.html
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