DANIEL GUSTAVO MONTAMAT*

Tanto en una estrategia de autoabastecimiento como en un plan de desarrollo intensivo del potencial (con acceso a los mercados internacionales como exportador), la Argentina es y será un país tomador de precios energéticos del mundo. 

Puede disociarse un tiempo de esas referencias internacionales, resignando el autoabastecimiento y difiriendo la inversión intensiva que requiere el potencial de sus recursos, pero cuando el país necesita volver a importar, los precios internacionales a los que le cerró la puerta se meten por la ventana. Así como somos tomadores de precios, somos también formadores de costos de la producción energética argentina.

Hay costos asociados a las características geológicas de nuestros yacimientos y a las tecnologías de generación de electrones, y hay costos que dependen de las condiciones macro y microeconómicas que rodean la explotación (“costo argentino”). La disociación entre los precios y los costos económicos de producir (generar), transportar y distribuir energía es un hándicap para el desarrollo del país.

Los precios del petróleo son los más internacionalizados. Por logística y manipulación, el petróleo sigue siendo el energético primario más transable. Los precios de referencia internacional para el cálculo de las paridades (importación/exportación) para la Argentina se encuentran en el mes de diciembre entre un 23 y 25% por debajo del mismo mes del año pasado (cotización ICE Brent).

Los precios de los crudos argentinos, luego de una transición de pocos meses de un “barril criollo” de 45 dólares, en el presente están casi alineados a las referencias internacionales. Con estas cotizaciones, no hay retenciones al precio de exportación. El desafío es preservar las referencias internacionales, aumentar productividad y reducir costos para habilitar nuevos desarrollos productivos.

Los combustibles acumulan una suba de un 22,8% en el año (en comparación con un 35,6% de inflación y de un 36,4% de ajuste cambiario). Según datos de Carta Energética, en la primera semana del mes de diciembre presentaban un atraso relativo frente a las paridades de importación de un 3% en el promedio ponderado por volumen de ventas.

La recuperación de los precios internos de la nafta y el gasoil en los últimos meses favoreció la convergencia con los precios internacionales. Petróleo y combustibles terminan entonces el año con señales de precios que nos integran al mercado internacional y que reflejan los costos económicos. El desafío en este segmento es evitar que el año electoral y las presiones cambiarias vuelvan a introducirnos en el laberinto de los precios políticos que atentan contra la inversión.

Todo este análisis de precios y de costos es más sinuoso llevado al ámbito del gas natural. Primero, porque no hay referencias internacionales para el precio del gas; pero también porque los costos de explotación de este recurso están afectados por la estacionalidad de la demanda en mercados no internacionalizados (como el nuestro), y donde la competencia inter-cuencas está limitada a la existencia de excedentes temporales.

Los yacimientos de gas tienen líquidos que se valorizan siguiendo las referencias de los productos petroleros, y, a su vez, cuando el gas está asociado a una producción petrolera principal, tiende a valorizarse marginalmente. Cuando el precio del gas surge de la competencia entre cuencas, la cuenca con costos marginales más caros para satisfacer la demanda establece la señal de precios. A su vez, cuando hay que importar gas, el precio de referencia es el del GNL o el de importación de Bolivia. Si la oferta de gas nacional más la oferta de gas importado sigue siendo escasa para satisfacer la demanda, la referencia de precios para el gas la fija el sustituto combustible (fuel, gasoil)

El precio del gas en boca de pozo promedio ponderado de la producción nacional es en diciembre de USD 2.53 por MMBTU. Los residenciales y el GNC pagan 2,25, las industrias en promedio 2,86, las usinas 2,42, y se exporta a 3,73. A Bolivia le pagamos el 4º trimestre de este año USD 3,68 por MMBTU, y los cargamentos de GNL en Escobar que se adquirieron oportunamente tuvieron un costo promedio de 2,87 la unidad técnica.

Con precios y tarifas congeladas en valores nominales desde abril del 2019, la economía del gas natural está divorciada de sus costos económicos con consecuencias ya evidentes. La producción de gas natural este año va a caer un 7,5% respecto al año anterior y la importación de gas por barco va a aumentar el año próximo cuando empiezan a reacomodarse para arriba los precios. Para atenuar estas consecuencias el Gobierno lanzó un nuevo plan de estímulo a la producción gasífera.

En la apertura de sobres de la subasta el 3 de diciembre pasado el Gobierno recibió 16 ofertas de las petroleras para el suministro de gas natural hasta 2024 por volúmenes de 67,85 millones de metros cúbicos por día de un bloque plano licitado de 70 millones m3/d (para la demanda prioritaria y usinas).

Los precios ofertados variaron entre un mínimo de USD 2,40 y un máximo de USD 3,66 el millón de BTU. La subasta fijaba un precio tope de 3,70 y se recibieron ofertas por un precio ponderado de 3,54. No hubo ofertas significativas de volúmenes adicionales para el invierno. La subasta sirvió primero para testear el mercado. Está claro que el precio promedio actual de 2,53 no cierra para producir gas nuevo. 

El nuevo plan de incentivos sirvió para reactivar los proyectos existentes y habilitar alguno nuevo, pero en el próximo invierno el país enfrentará la disyuntiva de organizar una nueva subasta que tenga en cuenta los break even de nuevos proyectos gasíferos para sumar oferta invernal o deberá importar más gas y/o sustitutos combustibles. 

¿Cuándo y cuánto de estos nuevos precios se trasladarán a la demanda? ¿Cómo evolucionarán los subsidios energéticos si no hay traslado de estos precios a la demanda? ¿Cuánto aumentarán las tarifas para que los subsidios energéticos se mantengan constantes en proporción al producto? La tentación política cortoplacista es patear todas las respuestas a estas preguntas para después de las elecciones. ¿Aguantarán las cuentas públicas y las cuentas externas el tránsito por este laberinto gasífero? ¿Qué harán los productores si no les pagan los precios comprometidos o la cadena de impagos cierra contra ellos?

El laberinto eléctrico es todavía más complicado que el gasífero. El precio monómico de la energía sancionado por la Secretaria de Energía es uno de los componentes de la tarifa que debe ser trasladado a usuarios finales por las empresas distribuidoras. 

Representa alrededor del 50% del costo monómico promedio de generación para el MEM (mercado mayorista), mientras que el 50% restante es subsidiado por el Estado Nacional. Los menores costos del gas en este año redundaron en menores costos de la energía eléctrica, pero los mayores precios convalidados por la subasta de gas en bloque auguran mayores costos futuros para la electricidad mayorista. En el 2020 esos costos rondaron los USD 60 el megavatio hora promedio.

La demanda regulada que es abastecida por las distribuidoras eléctricas paga alrededor de 30 dólares. Por eso los subsidios a la electricidad son los que más crecieron este año arrastrando la cuenta total de subsidios energéticos a unos 6.500 millones de dólares, un 30% más que el año pasado. A estos subsidios indiscriminados hay que agregar subsidios focalizados que vía tarifa social alcanzan unos 4.3 millones de usuarios eléctricos y 1.2 millones de usuarios de gas natural. Los subsidios no son un regalo del Príncipe. Los pagamos con impuestos o con más inflación.

Los precios y las tarifas eléctricas también vienen congelados desde el 2019, pero como la jurisdicción en materia de distribución eléctrica es provincial, hay nueve jurisdicciones que aumentaron el valor agregado de distribución este año. Así, algunas tarifas provinciales vuelven a ampliar sus diferencias con las de las de Edenor y Edesur (jurisdicción nacional), que permanecen congeladas.

El laberinto complica la deuda que tienen las distribuidoras con Cammesa (la Compañía que administra el mercado mayorista) por la compra de energía, y la deuda de Cammesa con los generadores eléctricos (que producen los electrones). Todas estas distorsiones retroalimentan un círculo vicioso de inestabilidad cambiaria e inflación crónica con pronóstico reservado y deterioro de la calidad del servicio.

No se puede salir de los laberintos energéticos sin un programa de consensos básicos que apuntale una estrategia de largo plazo. Está en juego la energía abundante y de precios competitivos para las familias y la producción. Está en juego la calidad de vida y la conectividad. Está en juego el desarrollo inclusivo.

* Ex Secretario de Energía y ex titular de YPF