En pocos meses, el precio del dólar pasó de $20 a $40. El peso se devaluó un 50%. Semejante shock macroeconómico impacta en todos los sectores productivos. La economía en su conjunto hoy es más competitiva y más propensa a articular una estrategia de valor agregado exportable que nos permita superar la rémora del fallido modelo de sustitución de importaciones.

Por supuesto, hay ganadores y perdedores, y hay que morigerar el costo social de semejante reacomodo de precios relativos. Pero, pasado el temporal, el sector energético se perfila como uno de los protagonistas de la agenda de desarrollo que tenemos por delante.

La industria energética sometida a precios políticos e intervención discrecional se descapitalizó y consumió sus reservas. Con importaciones crecientes y subsidios insostenibles, la energía se convirtió en un problema para la economía.

La nueva política energética asumió la crisis con una etapa de emergencia, ya superada, y se planteó una transición para resolver los tres desafíos básicos del sector: estrategia, reglas (o institucionalidad) y señales de precios. La transición busca apuntalar una estrategia de largo plazo, con reglas que aseguren las ingentes inversiones que requiere el desarrollo del potencial, y señales de precios que permitan recuperar los costos económicos con subsidios focalizados (tarifa social).

La agenda de la transición energética se venía cumpliendo razonablemente y este año se empezaban a ver resultados productivos. Según datos de Carta Energética, la producción petrolera aumentó 1,8% en el primer semestre de 2018 respecto al mismo período del año pasado. La producción no convencional de petróleo aumentó el ritmo de expansión del 20% el año pasado, a tasas del 40% en promedio este año.

La producción gasífera continúa con el proceso de recuperación evidenciado desde el inicio del año, y acumula un crecimiento de 4,6% en el primer semestre del año 2018. La recuperación del gas estuvo impulsada por dos fuentes.

Primero, por el dinamismo de la producción no convencional (incluido el tight gas), que creció a un ritmo del 38% acumulado en el primer semestre, y ya representa el 32% de la producción total de gas natural. Segundo, por la producción off shore, que crece a un ritmo cercano al 11% y representa un 11% del total.

¿Se pueden sostener e incrementar estos resultados productivos luego del shock económico? Sí, a condición de mantener los ejes del rumbo de la transición para consolidar políticas de largo plazo. Los derechos de exportación implementados por la emergencia son un paliativo en medio de la tormenta pero tenderán a desaparecer licuados por la inflación. Si consideramos un precio de exportación neto de descuentos de 62 U$S/barril para el crudo Escalante, según lo registrado hasta el primer semestre, la medida de retener $4 por dólar de exportación implicaría una retención de 6,2 dólares por barril, lo que resultaría en una tasa efectiva del 10% considerando un tipo de cambio de 40 $/U$S. En este caso, el precio al productor pasa a 55,8 U$S/b. Si bien no es una buena noticia para el sector, alivia el reencuentro de los precios internos entre productores y refinadores.

Los precios internos de los combustibles en la Argentina vuelven a estar entre los más baratos de la región. El precio del crudo neuquino cotiza en torno a los 66 dólares por barril, frente a un Brent cuya cotización actual supera los 80 dólares. Pasada la emergencia, es clave para el futuro el reencuentro con las referencias internacionales de precios.

En el marco de la crisis, el ENARGAS instó a las distribuidoras a buscar una renegociación de las condiciones de sus contratos, especialmente en lo que se refiere al valor del gas natural. Las renegociaciones, con temas pendientes, han implicado nuevos precios en boca de pozo que para Capital y AMBA ascienden en promedio a los 4,075 dólares por MMBTU, un 23 % inferiores a los valores anteriores impactados por la devaluación. Con la inauguración del mecanismo de subastas, CAMMESA logró precios del gas para abastecer a los generadores eléctricos en los próximos tres meses de 3,6 dólares el MMBTU (antes pagaba 5,20 dólares).

La instancia augura la paulatina contractualización del mercado de gas y la operación de un mercado spot donde habrá precios diferenciales de invierno y verano. Es el camino a transitar.

El precio mayorista eléctrico subió en agosto a $1.400 el megavatio hora. 50,9 dólares al tipo de cambio de esa fecha, lo que cubría un 64% del costo promedio de generación. Con el nuevo precio del dólar ese valor bajó a 36,81 US$ por MW/h, un 46% del costo promedio. La contracara es que para sostener el sistema vuelven a aumentar los subsidios. Se espera que lleguen a U$D 4.200 millones. La demanda subsidiada paga el 46% del costo de la energía a nivel mayorista, y el Tesoro (es decir, nosotros por otra vía) el 54% restante. Los grandes usuarios que no tienen subsidio pagan la electricidad mayorista 78 dólares el megavatio hora.

Un precio alto en la comparación regional, pero que puede bajar y volverse muy competitivo si desarrollamos el potencial. La tormenta económica ha acelerado algunos procesos y demorado otros; pero, ratificado el rumbo, la energía, todavía un problema para la economía, será parte de la solución. 

* Ex secretario de Energía