ENERGÍA ARGENTINA, CON PRONÓSTICO RESERVADO

En un esquema de precios y regulatorio que incentiva el consumo interno, pero no la inversión, el país va camino de chocar bruscamente con los precios internacionales
Tanto los volúmenes como el costo fiscal de las importaciones de combustible van en ascenso

El ratio de reservas a producción de gas ya es inferior a los 10 años; la Argentina “no es un país gasífero”

Las nuevas centrales térmicas se alimentarán degas de precio y transporte inciertos

En materia de energía, "la Argentina sigue en terapia y con pronóstico reservado" señaló Daniel Montamat, ex presidente de YPF y ex secretario de Energía, en la pasada reunión del Consejo Editorial de El Cronista, al exponer sobre la situación y perspectivas del sector energético en la Argentina.

Debido a la actual combinación de precios y (des)incentivos, la evolución de la producción y el consumo y las menguantes reservas de gas y petróleo, en dos a tres años el país podría verse forzado a importar petróleo y cantidades crecientes de gas y a chocar bruscamente con una realidad regional y mundial de energía mucho más cara que lo que el Gobierno parece dispuesto a admitir internamente.

Ariel Casarin, profesor del IAE, la Escuela de Dirección y Negocios de la Universidad Austral, presentó un informe sobre la situación en gas natural, fuente primaria del 40% de la energía del país. Pese a semejante dependencia, "la Argentina no es un país gasífero", precisó Casarin. De hecho, el ratio reservas/producción es ya inferior a los 10 años y el país detenta apenas 0,009% de las reservas mundiales de gas, concentradas fundamentalmente en Medio Oriente (42%) y en Rusia y los países ex soviéticos (32%).

Sin embargo, pese a que desde 1999 los precios del gas y del petróleo aumentaron fuertemente a nivel global (ver infografía), en la Argentina el precio del gas "en firme" para industrias y para hogares declinó en términos reales –a precios de 1993– y mostró un claro rezago respecto de la evolución del precio del gas en garrafas, que consumen los sectores más pobres, y del fueloil, que se importa crecientemente de Venezuela para cubrir faltantes de ... gas.

Tras un debate en el que se precisaron los márgenes en materia de producción y transporte de las principales fuentes de energía del país, se listaron definiciones pendientes (compra de gas a Bolivia, gasoducto desde Venezuela, sendero del precio del fluido en boca de pozo, etc) y se repasó el "archipiélago regulatorio" que se está configurando con iniciativas como la fijación de cargos específicos (para financiar proyectos de luz y gas) y una variedad de Fondos Fiduciarios, el presidente del Consejo, Juan José Llach, concluyó que el país tiene ante sí un "desfiladero" que deberá transitar con cuidado para evitar una crisis energética.

"La energía es parte del problema económico", remarcó Montamat. Para que la Argentina crezca de modo "sostenido" al 5% anual, necesita una inversión anual en energía de 2% del PIB, pero la actual ronda apenas el 1%, precisó. Del encuentro participaron los economistas Jorge Forteza y Miguel Kiguel y el politólogo Nicolás Ducoté.

Verdades crudas

Montamat expuso un abecé energético nacional en el que el gas y los derivados del petróleo son, con 40% cada uno, fuente primaria del 80% del consumo final del país. En 2005, la Argentina produjo 38 millones de metros cúbicos (MMm3) de petróleo, 5% menos que en 2004, de los que consumió 33 MMm3. El excedente se exportó, básicamente como naftas, debido al bajo consumo interno y a la menor retención sobre ese combustible. A la vez, se importaron 600.000 m3 de gasoil libre de impuestos (ni aranceles, ni IVA, ni impuesto a la transferencia de combustibles) y para 2006 se eximió de tributos la importación de hasta 1 MMm3, echando mano al fisco para cerrar una ecuación energética desalineada con los precios internacionales. "Básicamente, exportamos nafta e importamos gasoil y fueloil, que casi no se produce localmente, para sustituir la falta de gas natural en usinas térmicas", explicó Montamat.

Tanto las compras como el costo fiscal van en ascenso. En 2005, precisó el especialista, se importaron 1,2 millones de toneladas de fueloil de Venezuela y Brasil (50% más que en 2004) para usinas, sin contar el fuel importado directamente por industrias. El resultado es un mercado petrolero con caída de producción y reservas, crecientes importaciones de gasoil y fueloil (a costo fiscal) y saldos exportables de nafta que menguarán a medida que lo haga la extracción de crudo. "A este ritmo, en dos o tres años volveremos al mercado internacional como importadores netos de petróleo", dijo Montamat. Y eso, aunque se reactivara la inversión en exploración (hoy mínima), que necesita 4 ó 5 años de maduración. Cabe recordar que el país logró el autobastecimiento petrolero en 1988 e hizo su salida exportadora en 1991.

Naturalmente volátil

En gas natural, la situación es aún más apremiante: la relación reservas/producción es inferior a 10 años y en 2005, por primera vez en la historia argentina, la extracción del fluido declinó. La merma se compensó en parte con un aumento de las compras a Bolivia (de 4 a 6 Mm3/día) y un recorte de 15% (de 20 a 17 Mm3/d) en los envíos a Chile. Bajo las actuales tendencias, ambos fenómenos se profundizarán. Para comprar más gas a Bolivia, se necesita antes renegociar el precio con el gobierno de Evo Morales, que lo considera muy barato, y aumentar la capacidad de los gasoductos para traerlo. Hay allí un delicado tema de precios. Con el reciente aumento retroactivo, el gas en boca de pozo en la Argentina pasó a u$s 1,20 el millón de BTU (M/BTU). El que se compra a Bolivia cuesta ‘en frontera‘, u$s 3,18 M/BTU y una renegociación factible lo dejaría entre u$s 3,50 y u$s 4 M/BTU. Es un precio clave, coincidieron Montamat y Casarin, porque el gas natural es el pivote de la ecuación energética del país. En cuanto a transporte, Montamat afirmó que el Gasoducto del Noreste Argentino, uno de los anuncios pioneros del Gobierno "no está ni en los papeles". Con esos puntos irresueltos, ganarán espacio los recortes a Chile y la idea del megagasoducto de 8.000 kilómetros desde Venezuela, que Montamat y Casarin consideraron antieconómico. El parque eléctrico, en tanto, está al límite. La capacidad instalada es de 22.000 MW, pero si se restan la reserva (para regular el nivel de hidraulidad) y la ineficiencia (pérdidas, falta de mantenimiento) térmicas, quedan 17.000 MW disponibles, apenas 300 por sobre un pico de consumo registrado en febrero.

El ajustadísimo panorama energético es resultado de una política de incentivación de la demanda, desaliento de la producción y paralización de la inversión, resumió Montamat. En la Argentina, el precio promedio del MW/h de electricidad es de u$s 17 (u$s 10 para hogares) vs un promedio regional de u$s 40 MW/h. El litro de nafta cuesta aquí entre 37% y 54% menos que en Brasil o Uruguay.

Pero los precios de afuera se cuelan en las transacciones internacionales, y lo harán más a medida que declinen producción y reservas. El país paga u$s 50 el MW/h de electricidad de Brasil, una brecha aún más grande que aquella entre el precio del gas local y el del gas de Bolivia o del fueloil de Venezuela. Mientras, el gobierno mantiene congeladas las tarifas de transporte y distribución, lo que estimula el consumo y estrecha los márgenes para resolver futuros cuellos de botella.

En cuanto a demanda, el Gobierno se ha limitado a la recomposición selectiva de tarifas, con subsidios cruzados y a los Planes de Uso Racional de Energía (PURE, de electricidad y gas). Para aumentar la oferta, aceleró Atucha II (agregaría entre 600 y 700 MW al parque eléctrico), inició un plan para elevar la cota de Yacyretá a 83 metros sobre el nivel del mar (1.200 MW más de electricidad) y, con capitalización compulsiva de deuda estatal, mandó a las generadoras a construir dos centrales térmicas que agregarían otros 1.600 MW, pero deberán alimentarse con gas cuyo precio aún falta renegociar y cuyo transporte aún no tiene ducto asegurado. Para mover esa energía, se han inaugurado y/o iniciado obras de transporte financiadas con Fondos Fiduciarios y aporte de firmas como Repsol y las transportadoras de gas (TGN y TGS), con las cuales está creando un "archipiélago regulatorio". Allí está, por ecaso, el reciente anuncio de expansión de capacidad de transporte.

El primer paso para empezar a resolver la estrechez de abastecimiento y el desalineamiento de precios son los principales problemas es restablecer reglas que incentiven la inversión, señaló Montamat, quien entre otros instrumentos listó la necesidad de algún esquema de "tarifa social" –que permita atender las necesidades de los más pobres sin subsidiar el consumo de sectores medio/altos– y la sanción de leyes de Hidrocarburos y de Exploración. En cualquier caso, coincidieron Montamat y Casarin, el primero paso es acordar el precio del gas de Bolivia, tomarlo como piso para la producción local e ir hacia una alineación de los precios domésticos de energía con los regionales. Y si no hay acuerdo con Bolivia, coincidieron ambos expertos, la mejor alternativa no es el gas de Venezuela, sino apostar al Gas Natural Licuado (GNL), una alternativa de rápido crecimiento en el mundo.