El gobierno saliente, en medio de los graves problemas macroeconómicos que enfrenta el país y tras un inicio de gestión marcado por la parálisis, puede exhibir un balance final en cuanto a política energética en el que se entrelazan aspectos negativos con otros positivos, gracias al lanzamiento del Plan Gas a fines de 2020 y al dinamismo que le imprimió a la gestión la llegada de Sergio Massa al Ministerio de Economía a mediados de 2022.
En el lado del debe quedan precios rezagados en toda la canasta energética que representarán una herencia sumamente compleja de administrar para la gestión entrante a partir del 10 de diciembre. En el lado del haber, se encuentran un conjunto significativo de obras de infraestructura energética ya habilitadas, en proceso de construcción, licitadas o planificadas. Y un horizonte de desarrollo exportador con obstáculos, pero con un norte definido.
Infraestructura y potencial
El nuevo gobierno asumirá con la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner operativa desde julio de 2023. En las próximas semanas se habilitará el gasoducto Mercedes-Cardales, que permitirá mejorar el abastecimiento en una de las áreas más demandantes de gas natural del sistema: el litoral.
Para mediados de 2024 se sumará compresión al gasoducto, y se duplicará su capacidad. Se licitó y estará en construcción el gasoducto La Carlota-Tío Pujio, y la reversión del gasoducto Norte, que en un escenario optimista podría estar disponible en algún momento del invierno próximo y permitiría sustituir las importaciones de gas provenientes de Bolivia.
Se avanzó en el lanzamiento de la licitación para la construcción de la segunda etapa del GPNK que permitirá ampliar aún más la inyección de gas natural en la Cuenca Neuquina para 2025. Todas estas obras fueron impulsadas por el Estado Nacional a través de ENARSA, y vienen registrando, a diferencia de experiencias anteriores, plazos de ejecución razonablemente ajustados a las previsiones y compromisos.
¿Qué representan estas obras? ¿Qué impacto van a tener en el funcionamiento energético y económico en los próximos años? La ampliación del sistema de transporte de gas en curso es la más grande en décadas. Estas ampliaciones, en conjunto con los compromisos de inversión asumidos por los productores en el marco del Plan Gas Ar, permitirán reducir importaciones de gas por 21 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) en el invierno de 2024, y 42 MMm3/día en el invierno de 2025, desplazando casi por completo la dependencia de gas importado o sustitutos más caros.
En el contexto del Plan Gas Ar, se han autorizado las exportaciones de gas «en firme» a Chile, lo que posibilita la recuperación gradual de este mercado. La región presenta una demanda potencial interesante para el gas argentino que, para ser aprovechada requerirá que el Estado Nacional y la industria colaboren para ajustar aspectos del marco regulatorio vigente, y definir en conjunto una estrategia comercial y de relaciones exteriores, en pos de capturar esas oportunidades. Esto incluiría la habilitación de exportaciones en firme a largo plazo; la flexibilización del tipo de permisos y precios mínimos para facilitar la penetración en los mercados regionales, permitiendo adecuar la oferta a las condiciones de demanda; la colaboración con los reguladores de países vecinos para flexibilizar aspectos de sus marcos regulatorios que actualmente limitan la entrada del gas nacional.
El desarrollo de la producción de gas y los elevados niveles de eficiencia que se registran en Vaca Muerta, han llevado a que tanto YPF como empresas privadas del sector comiencen a estudiar y evaluar la factibilidad de desarrollar proyectos de exportación de Gas Natural Licuado, que permitirían un crecimiento exponencial de las exportaciones de gas argentino en la próxima década. La media sanción de Ley de Promoción del Gas Natural Licuado en octubre de 2023 es un paso adicional e importante en esa dirección. Los principales escollos tienen que ver con el contexto macroeconómico.
En materia de infraestructura petrolera, la consistente expansión de la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta, que ya representa casi el 50% de la producción de crudo de todo el país, llevó a que los productores participaran activamente en el financiamiento de la ampliación de la capacidad de evacuación por la ampliación del poliducto existente OLDEVAL desde Neuquén hacia Puerto Rosales, y la rehabilitación de OTASA desde Neuquén hacia la refinería de ENAP en Bio-Bio en Chile, permitiendo en los próximos años elevar la producción a unos 950.000 barriles/día y las exportaciones a 400.000 Bls/día.
La exploración off-shore, licitada en 2019, logró superar gracias al trabajo del Gobierno Nacional y el reciente fallo de la Corte Suprema de Justicia los obstáculos que presentó la oposición de grupos ambientalistas, la sociedad civil y la judicialización de la actividad. Hoy se encuentran habilitadas la sísmica y la perforación del primer pozo exploratorio. El proceso hasta llegar a una eventual explotación comercial aún es largo, pero se ha logrado avanzar en los primeros y dificultosos pasos.
La infraestructura y los compromisos de producción gasíferos, y la infraestructura y la dinámica de la producción de crudo, van a llevar al país en 2024 a registrar un superávit comercial energético de más de US$ 2.000 millones, tras más de una década de déficit energético. Mirando hacia el final de la próxima gestión de gobierno el saldo energético si siguiera la inercia actual podría ser de unos US$ 8.000 millones anuales. Y en un horizonte más largo de tiempo, hacia el final de la década, el sector podría aportar más de US$ 20.000 millones anuales al saldo comercial.
Generación
En el sector eléctrico la disponibilidad creciente de gas natural es una gran noticia, ya que algo más del 50% de la generación del sistema es térmica. La disponibilidad de gas nacional va a bajar los costos de la energía (del orden de los 75 US$/MWh de este año a 65 US$/MWh en 2024). La menor dependencia de combustibles alternativos impacta también sobre la seguridad de abastecimiento, al reducir los riesgos logísticos.
En materia de generación de energía eléctrica en estos días se estarán adjudicando contratos de que comprometerán inversiones en nueva potencia térmica entre 1.000 MW y 3.000 MW en el sistema interconectado y hasta 70 MW en Tierra del Fuego. La nueva potencia permitirá recuperar reservas, que llegaron a niveles críticos durante febrero de 2023. En lo que respecta a la generación renovable, quedan proyectos de inversión por más 3.328 MW, que celebrarán contratos con empresas privadas para abastecerlas de energía limpia.
De cara a la agenda de descarbonización se verificará un menor consumo de combustibles más sucios, como el gasoil y el fueloil, y creciente penetración de generación renovable no convencional en nuestra matriz eléctrica, que alcanzaría para mediados de esta década cerca del 20%. Sumada a la generación hidroeléctrica y nuclear, la generación libre de emisiones en Argentina será del orden del 60 por ciento.
El desarrollo del sistema de transporte en alta tensión es el que registra menores avances. No recibe inversiones relevantes desde 2015 y presentará crecientes cuellos de botella en los próximos años. No será posible la incorporación de renovables de forma significativa una vez concluidos los proyectos en marcha, ni aprovechar plenamente la generación hidroeléctrica del Río Santa Cruz si es que se terminan esos proyectos.
La gestión concluye sin que se hayan licitado obras ni comprometido inversiones. Si bien no constituye un hito significativo, se avanzó en la definición de un esquema de obras prioritarias trabajado en conjunto por CAMMESA con Transener, y se convocó a que el sector privado presente manifestaciones de interés para proponer formas de financiar y desarrollar alguna de esas obras, u otras que permitan incorporar generación renovable o abastecer demandas aisladas. La próxima gestión deberá definir qué camino seguir en esta materia, y lo deberá hacer de forma urgente. Las ampliaciones demandan al menos 3 años de obra, y deberían comenzar cuanto antes para garantizar la seguridad del sistema durante los próximos 10 años.
Con el sistema de transporte al límite en los días de muy alta demanda, situación que no se modificará en lo inmediato, el rápido ingreso de la nueva potencia licitada, particularmente en el AMBA, será muy importante.
Por su parte, la situación física de las distribuidoras del AMBA, sometidas al stress de olas de calor más intensas y frecuentes, es heterogénea. Los indicadores de calidad de servicio muestran un estancamiento en la mejora que venía registrando Edenor, y un deterioro en la calidad del servicio de Edesur, focalizado principalmente en algunas localidades del conurbano bonaerense. Retomar el sendero de mejora y revertir el deterioro requerirá definir una nueva RTI con los correspondientes derechos y obligaciones para las distribuidoras, y un rol activo del ENRE.
Precios, tarifas y subsidios
El problema más serio que quedará hacia el final del mandato es el de los precios de todos los productos energéticos, y su impacto sobre las finanzas públicas y la dinámica de la inversión en el sector petrolero.
A mediados de 2022, con la llegada de Sergio Massa al ministerio de Economía el gobierno comenzó a descongelar tarifas, que hasta ese momento se habían movido muy poco y muy por debajo de la inflación. La implementación de la postergadísima segmentación tarifaria permitió reducir hacia principios de 2023 el nivel de subsidios, llevando las tarifas de gas y energía eléctrica a niveles que permitían cubrir los costos para industrias y usuarios de nivel socioeconómico alto. Los usuarios de sectores medios recibieron subas de tarifas muy acotadas y por debajo de la inflación, y los de sectores populares, o tarifa social, quedaron con las tarifas casi congeladas en términos nominales.
La segmentación se conjugó con menores costos de importación de gas, mayor disponibilidad de generación hidroeléctrica, y mayor abastecimiento de gas nacional, permitiendo que el volumen de subsidios pasará del orden de los US$ 12.000 millones en 2022 a unos US$ 9.500 millones en 2023.
Sin embargo, la aceleración de la inflación de los últimos meses, el salto en el tipo de cambio pos-paso, y el salto cambiario que se registre de aquí a fin de año, dejará el nivel de cobertura de costos muy bajo, con el consecuente incremento en la demanda de subsidios. Este escenario representará un problema significativo para la gestión de la política macroeconómica, en un contexto socio-económico que será más complejo que el actual.
Combustibles
Al atraso tarifario se suma el atraso en los precios de los combustibles. El gobierno postergó la actualización del impuesto a los combustibles líquidos y el CO2 para evitar el aumento del precio en surtidor, resignando cerca de US$ 2.500 millones de recaudación. Al mismo tiempo, el barril criollo (precio que perciben los productores por el crudo que venden a las refinerías para la producción de naftas y gasoil) se encuentra unos 30 US$/bl por debajo del precio internacional, y 25 US$/bl por debajo del precio de paridad de exportación.
La disociación entre el precio local y el internacional no ha impedido la expansión de la producción y las exportaciones, pero cuanto más se amplía el gap, más lento es el desarrollo hacia adelante, y más lejos quedarán los objetivos de incremento en las exportaciones proyectados. En los niveles actuales el precio del barril criollo horadó el balance de YPF, que arrojó pérdidas para sostener el plan de inversiones. Esta foto ilustra los límites de sostener la brecha en estos niveles y más aún la de ampliarla.
Escenarios deseables y futuro promisorio
El rumbo que tome la política macroeconómica desde el 10 de diciembre definirá la magnitud del atraso a corregir en los precios de gas, electricidad, naftas y gasoil. Cuanto más elevado sea el salto en el tipo de cambio, mayor ajuste de precios será necesario para volver, al menos, al esquema primario que planteó la segmentación tarifaria. Cuanto mayor sea el compromiso por parte de la próxima administración de reducir el déficit fiscal, mayor y más acelerada deberá ser la quita de subsidios sobre los sectores medios, y más rápida la recuperación de impuestos a los combustibles líquidos. Cuanta más relevancia se asigne al dinamismo exportador para apuntalar la recuperación de reservas, más necesidad de recomponer el precio en dólares del barril criollo.
La infraestructura de base para el crecimiento del sector en la próxima década está definida y encaminada. El gran desafío será definir una estrategia coordinada entre distintas áreas del gobierno para administrar las tensiones y conflictos que inevitablemente surgirán entre el programa macroeconómico, las demandas sociales, y las condiciones que requiere el sector para desplegar el potencial que tienen los recursos energéticos argentinos.