El desafío energético

Aunque las sucesivas quitas de subsidios estatales en las tarifas ocupan hoy el centro de la escena, ocultan un problema estructural del que pocos hablan públicamente en el oficialismo: la distorsión de precios energéticos.

En realidad, este problema es consecuencia del otro. El período 2003/2011 pasará a la historia como una etapa de consumo interno récord de energía, impulsado por precios políticos (abaratados y subsidiados). Pero también por la paulatina caída de la producción y reservas de hidrocarburos y la pérdida del autoabastecimiento, que obliga a contrarrestar la insuficiencia de inversiones en el sector con crecientes y costosas importaciones.

Este impacto macroeconómico es cada vez más significativo. En los primeros 10 meses de 2011, las compras externas de energía treparon a 8083 millones de dólares y superaron en 113% los valores de igual período del año pasado. Las exportaciones, en cambio, llegaron a 5152 millones con una caída de 1%. Por lo tanto, el déficit de la balanza energética (casi 3000 millones de dólares) equivale al menor superávit de la balanza comercial. Si esta declinación no fue mayor, es por las trabas oficiales y oficiosas (vía Guillermo Moreno) a las importaciones de otros rubros.

La mayor paradoja es que esto ocurre con altos precios internacionales del petróleo, que en los últimos días -crisis externa de por medio- volvieron a cruzar la barrera de 100 dólares por barril. Sin embargo, esta teórica ventaja es solo aparente. Fuera del sector petrolero, pocos tienen en cuenta que las exportaciones de crudo están sujetas a una retención que porcentualmente casi duplica a la de la soja (35%). En efecto, el Estado se queda con toda diferencia de precios que exceda de los 42 dólares el barril y, por lo tanto, en la actualidad equivale a 58%. Para las compañías petroleras es más negocio venderlo en el mercado local, a precios que pueden llegar a 73 dólares en el caso del crudo más liviano y de mayor calidad. También prefieren, salvo escasas excepciones, extraer más petróleo de los yacimientos conocidos (muchos en fase de declinación) que invertir en exploración de nuevas áreas productivas.

Para corregir esta distorsión, el gobierno kirchnerista lanzó en 2008 el programa Petróleo Plus, una política caso por caso que permite a las empresas que aumenten inversiones compensar mediante certificados fiscales aquella diferencia de precios. Sin embargo, la operatoria resulta tan engorrosa (deben certificar trimestralmente aumentos de producción y de reservas), que hasta los más optimistas confiesan en privado que así se tardarán años en revertir la tendencia.

Otra paradoja es que las destilerías operan casi al tope de capacidad por el aumento del consumo interno y la fuerte expansión del parque automotor, pero ello ha dado lugar a inversiones con cuentagotas. En tanto, declina el número de estaciones de servicio independientes, cuyos ingresos se deterioran frente al incremento de la inflación y los costos internos. Según un estudio de Cecha (expendedores), este sector pyme -que factura 40.000 millones de pesos al año y emplea a más de 48.000 trabajadores- sufrió en lo que va de 2011 el cierre de 200 estaciones de servicio y mantiene una "tasa de mortalidad" de 5% anual, que puede advertirse en muchas rutas del país. Lo que en este sector no ha cambiado es la voracidad fiscal: de hecho, las estaciones de servicio actúan como agentes de recaudación impositiva, ya que cada automovilista que carga nafta (cuyos precios subieron más de 20% en el último año) paga allí 66% de impuestos.

Gas más caro

No por más conocido, el caso del gas natural presenta menos distorsiones. Nadie se ha encargado de explicar la razón por la cual durante la era K las empresas que producen en la Argentina perciben un precio promedio regulado de 2,5 dólares el millón de BTU (unidad de medida), equivalente a una tercera parte del que se importa desde Bolivia (a casi 8 dólares) y a una cuarta parte de las crecientes compras de gas natural licuado (GNL, a 12/13 dólares).

Según varios especialistas que se refugian en el off the record , la creciente actividad importadora estatal desvirtúa además el objetivo de Enarsa, creada originariamente para estimular la inversión y exploración de hidrocarburos. Hoy, en cambio, su principal actividad es actuar como trader , cuyos ingresos (comisiones) suben en relación directa con las mayores importaciones de GNL o fueloil.

La brecha entre precios internos regulados y externos de mercado se ha extendido durante tanto tiempo que cualquier cambio de política tampoco produciría resultados a corto plazo. Pero mantener todo como está augura mayores problemas a futuro. En la Argentina, 57,4% de la generación de electricidad depende de combustibles líquidos y gas cuya producción declina; las importaciones de GNL ya representan, en promedio, 20% de la demanda interna anual, y en los próximos cinco años no entrará en servicio ninguna nueva central hidroeléctrica.

Aquí la respuesta del Gobierno ha sido el plan Gas Plus, otra política caso por caso que reconoce mayores precios (de 4/5 dólares promedio por millón de BTU) a las compañías que inviertan en nuevas áreas o tecnologías para incrementar la producción. Hay 20 proyectos en ejecución a cargo de cinco empresas, que hoy extraen unos ocho millones de metros cúbicos diarios (sobre un consumo de 120 millones) y unos 60 sujetos en trámite. Pero este programa tiene sus bemoles. Uno es que no establece expresamente que las ventas son no redireccionables, lo cual implica que las industrias que adquieran el gas a precios más altos no están exentas del riesgo de cortes si falta en invierno. Esto explica que Cammesa, la operadora mayorista eléctrica, sea hoy el mayor comprador para entregarlo a las generadoras eléctricas. Otro es que se acaba de establecer un insólito cargo fijo sobre el uso del gas que empleen en sus propios yacimientos o plantas separadoras (equivalente al precio interno de 2,5 dólares) para financiar importaciones estatales.

La buena noticia es que aquel incentivo hace que la Argentina tenga potencial para desarrollar recursos de petróleo y gas no convencional ( tight o shale ) y transformarlos en reservas probables. Pero ello requiere enormes desafíos técnicos y financieros: las inversiones necesarias representan una relación de 10 a 1 con respecto a la exploración y producción convencional; la tecnología para perforar pozos horizontales con fracturas geológicas (con uso de compresores de hasta 40.000 HP) es importada y muy costosa; implica más pozos de exploración, más financiamiento e inyectar 100 veces más agua, lo cual obliga a prevenir riesgos ambientales. En los Estados Unidos comenzaron a aplicar estas tecnologías hace 30 años; el 50% de la producción ya proviene de esos yacimientos y el precio del gas se ha reducido a entre 4 y 5 dólares por millón de BTU.

La oportunidad de aumentar reservas y sustituir importaciones probablemente provenga en el futuro de un mix de mayores inversiones en yacimientos convencionales y no convencionales. Sin embargo, es sólo un desafío si la política energética se basa en precios divorciados de la realidad y el Estado se dedica a recaudar sobre un stock de producción que ha dejado de crecer.