La crisis energética de la Argentina: orígenes y perspectivas Roberto Kozulj* Resumen La crisis energética argentina que comenzó a manifestarse a comienzos del año 2004, puede ser interpretada como una consecuencia previsible de las reglas de juego puestas en vigencia durante los años noventa. En efecto, las reformas estructurales iniciadas hacia principios de la década pasada implicaron el traspaso al sector privado de la casi totalidad de los servicios públicos, entre ellos los correspondientes al sector energético. En consecuencia el Estado perdió el control de la política energética. Los procesos de privatización de YPF, Gas del Estado, Hidronor, Ay EE y Segba, la creación de los Marcos Regulatorios de Electricidad y Gas, la conformación de los Entes Reguladores y la modificación de la legislación en materia de hidrocarburos a través de los llamados decretos de "desregulación petrolera", constituyeron no sólo el abandono del rol empresario del Estado, sino que en la práctica dejaron a éste con muy pocos instrumentos para conducir el rumbo de la política energética. Tras los objetivos declarados de desmonopolizar al sector y lograr una mayor competencia en sectores donde ello muy difícilmente hubiese podido ocurrir, se instauró una hábil arquitectura de transferencia de renta hacia el sector privado. Dicha arquitectura implicó, por una parte, una ligazón estrecha entre la Convertibilidad en un contexto de sobrevaluación del peso, y por otra, un esquema de regulación permisivo y débil. Tras el abandono de la convertibilidad, las contradicciones de las nuevas reglas se hicieron claras. El segmento desregulado del mercado pudo aprovechar las cláusulas de dolarización, mientras que los sectores regulados - aspirando a igual trato demandaron a la Argentina frente al CIADI amparándose en el Tratado Bilateral de Inversiones suscrito con los Estados Unidos. De este modo los procesos de renegociación de tarifas se vieron obstruidos desde un principio por una actitud negativa de las empresas concesionarias y licenciatarias de electricidad y de gas que aspiraban a mantener dolarizadas sus tarifas luego de la devaluación del año 2002. Dado que la pesificación alcanzó también al precio de gas en boca de pozo para el mercado interno, y habida cuenta de la distribución regional de reservas de gas, las restricciones de oferta no tardaron en aparecer como elemento de presión para obtener mejoras en los precios del gas. La estrategia de las empresas continúa siendo al parecer la aspiración a dolarizar las tarifas reguladas y lograr un acercamiento de los precios internos de los hidrocarburos a los crecientes niveles internacionales. Sin embargo esta aspiración - cuya legitimidad puede ser puesta en duda -, implicaría bajo el actual marco macroeconómico un impacto negativo sobre el crecimiento, el empleo y la distribución del ingreso. En este trabajo se describen algunas alternativas posibles que implicarían un menor costo social y permitirían establecer un equilibrio entre la necesidad de invertir en el sector energético y lograr un crecimiento sostenido con mayor equidad. I- Introducción La crisis energética argentina que se manifestó a comienzos del año 2004 puso de manifiesto el costo de haber transferido al sector privado las principales empresas energéticas estatales.
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Las nuevas reglas de juego puesta en vigencia a comienzos de los noventa, basadas en mecanismos de mercado, una regulación estatal débil y precios dolarizados en el contexto de una moneda sobrevaluada garantizada por la Ley de Convertibilidad, son las claves que pueden explicar la actual situación del sector y las limitaciones del Estado para revertirla. En tal sentido el esquema macroeconómico que acompañó al proceso de privatizaciones permitió internalizar en el mercado interno precios próximos, iguales o aún superiores a los vigentes internacionalmente sin que ello fuese percibido en términos de poder adquisitivo interno. Un claro efecto del desdoblamiento de precios internos y externos producidos por la sobrevaluación monetaria. Si bien los sectores de menores consumos eléctricos y de gas vieron incrementadas sus tarifas respecto a los niveles previos (Kozulj, et. al 1993, Kozulj, 2000, 2002 a y b, 2004 a y b), para la mayor parte de los usuarios los precios internos expresados en moneda local constante según variaciones de los precios al consumidor, resultaron inferiores a los vigentes en períodos previos. En cambio para todos los usuarios y consumidores, las tarifas y precios pagados en dólares fueron superiores a los registrados en cualquier otro período de la historia argentina de los últimos 40 años. Este hecho significó para las empresas privadas que accedieron al manejo o propiedad de los activos de las empresas estatales la posibilidad de obtener beneficios extraordinarios en tanto el acceso primario a dichos activos se realizó, en términos generales, por debajo del valor de reposición de los mismos. Las tarifas en cambio se fijaron con metodologías que consideraban por lo general el costo de reposición a nuevo de las instalaciones (caso transporte y distribución de gas y electricidad). En el caso del sector de los hidrocarburos la libre disponibilidad de crudo, derivados del petróleo y gas natural - como asimismo de las divisas obtenidas por las transacciones en el mercado interno y externo- y el acceso a importantes reservas comprobadas en explotación, a bajo costo, constituyeron las bases de un negocio de elevada rentabilidad y bajo riesgo minero y comercial. En vista de la vulnerabilidad intrínseca del sistema de caja de conversión instaurado en 1991 (Gaggero (2003), Gaggero et al. (2002); Dammil et. al 2003, 2005, Edwards, 1996 ), las empresas siguieron estrategias de minimización de riesgos y maximización del retorno de sus inversiones a tasas que incluían primas por riesgo país.
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II- Las consecuencias de las nuevas reglas de juego y de la estrategia empresaria para la Argentina: su relación con la crisis energética Como consecuencia de las conductas y estrategias seguidas por las empresas, acordes a las reglas de juego vigentes, se pueden señalar los siguientes puntos salientes: 1- Las empresas petroleras aceleraron la producción de petróleo y gas con vistas a acrecentar las ventas en el mercado interno y externo. La producción se incrementó en alrededor de un 60% entre 1989 y 1999 y es hoy un 53% superior a la de 1989. 2- En el caso del crudo las exportaciones pasaron a representar casi un tercio de la producción. Aún tras la declinación de la producción desde 1999 y el aumento de la demanda interna en el año 2004, las exportaciones de crudo representaban cerca del 25% de la producción. 3- En el caso del gas natural la participación dentro de la matriz energética nacional se incrementó en más de 9% respecto al promedio de los noventa. Este incremento se explica por las exportaciones, por el consumo intensivo en centrales eléctricas y secundariamente por los incrementos en los consumos vehiculares, industriales y domiciliarios. Del incremento medio del total de la demanda de gas ocurrido entre 1995 y 2004 respecto al promedio del período 1984-1992 un 44% es explicado por el aumento en el consumo de gas para generación eléctrica, un 20% por las exportaciones y el restante 36 % por los otros consumos internos. Es de destacar que la mayor parte de los generadores eléctricos son productores de hidrocarburos y operan centrales hidroeléctricas. La reintegración vertical y horizontal, luego de la desintegración original de actividades, lejos de desmonopolizar los mercados los convirtieron en estructuras oligopólicas concentradas e integradas. 4- Ni las reservas de gas ni las de petróleo se incrementaron al ritmo del crecimiento de la producción. El incremento de reservas se produjo en áreas ya explotadas y maduras sin guardar relación estadística alguna con los pozos de exploración perforados (Kozulj, 2002 b). El número de pozos de exploración y avanzada disminuyó drásticamente después de 1995, pero aún el promedio 1990-1995 registró niveles inferiores a los históricos de YPF (Kozulj, 2002 b). Tras la crisis del 2002 el número de pozos de exploración alcanzó los niveles históricos más bajos registrados jamás en año alguno de la larga historia argentina en materia exploratoria. 5- En síntesis la política en el upstream fue extraer la mayor cantidad posible de hidrocarburos líquidos y gaseosos, valorizarlos en un contexto de precios en dólares favorable y minimizar las inversiones de riesgo. 6- En el caso de transporte de gas las licenciatarias optaron por expandir la capacidad sobre la base de construcción de loops y aumento de la capacidad de compresión
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para el consumo del mercado interno y realizaron nuevos gasoductos sólo para la exportación. No obstante ello, valorizaron las inversiones como si se tratara de gasoductos nuevos a los mayores parámetros de costos existentes. Para tener una idea, en el caso de TGS, las inversiones fueron valuadas en un orden próximo a los 60 millones de dólares por cada millón de m3 día de nueva capacidad, es decir al costo de referencia de las actuales obras (Markous, 2004). Valorizando el incremento de capacidad en la forma en que realmente éste se efectuó (loops y plantas compresoras), el costo sería la mitad de esa cifra. Pero esos parámetros son irreales si se considera que los gasoductos de exportación se construyeron a un costo promedio cercano a los 23 millones de dólares por cada millón de m3 diario de nueva capacidad (Kozulj, 2004a). 7- En el caso de la distribución de gas las obras fueron financiadas por los usuarios a los cuales se les reconoció sólo una parte de su valor de inversión (Kozulj, 2000). 8- Las empresas transportistas y distribuidoras contrajeron deudas en dólares y en el exterior por valores superiores a las inversiones realizadas contabilizadas con la metodología descrita en el punto 6. Al mismo tiempo repartieron utilidades y dividendos por una suma superior y ocasionaron cuantiosos gastos financieros (UNIREN, 2004) En síntesis el traspaso del sector energético a manos privadas implicó dejar al país en una situación crítica respecto a las reservas de hidrocarburos, a la capacidad de transporte de gas, de generación eléctrica y respecto a la situación jurídica de la Argentina frente al CIADI como consecuencia del Tratado Bilateral de Protección de Inversiones celebrado con los EE UU. Las empresas transportistas y distribuidoras alegan que las tarifas se hallaban garantizadas en dólares aún fuera del contexto de la convertibilidad (lo que contradice los principios de sentido común y coherencia, en tanto la regulación establece revisiones tarifarias quinquenales incompatibles con oscilaciones de la cotización del dólar en un sistema de tipo de cambio libre y flotante y contrario a las advertencias tempranas realizadas por TGS y TGN respecto a las consecuencias de una eventual devaluación sobre el retorno en dólares de los accionistas ( Banco Francés y del Río de la Plata y Merril Lynch, 1994). Obviamente tras esta estrategia se halla la intención de que el Estado dolarice las tarifas, o bien se haga cargo de la deuda contraída en el exterior por las empresas, habiendo los inversores recuperado su inversión original a tasas de retorno muy elevadas que incluían una fuerte prima riesgo país. Dado que lo primero es casi imposible por su impacto macroeconómico, es probable que la absorción de deuda y
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activos a través de los fallos del CIADI termine siendo una resultante posiblemente prevista desde el inicio de las reformas. Sin embargo más allá de esto, el nuevo contexto de precios internacionales del petróleo, la restricción de oferta de gas y falta de capacidad de transporte han obligado al Estado a tomar una serie de medidas cuyo efecto ha sido aumentar aún más la renta empresaria. En efecto, la pesificación de los precios del gas como consecuencia de la Ley de Emergencia Económica promulgada a comienzos del año 2002 y prorrogada sucesivamente, no tardó en producir la restricción de la oferta de gas en un momento en el cual la demanda comenzaba a recuperarse de su estancamiento en los años recesivos del período 1999-2002. En este contexto la decisión de importar gas de Bolivia -donde los principales operadores de reservas de Argentina (Repsol-YPF, Total y Petrobras) también operan las de Bolivia- parecían tener como objeto fijar un precio de referencia para el gas interno a través de dichas importaciones. La respuesta gubernamental no se limitó a esta acción sino que a través de la Resolución 208/04 fijó un sendero de precios en dólares para un volumen de gas en firme equivalente al suministro de 2004 para los años siguientes, al tiempo que desregulaba en la práctica los precios para los usuarios interrumpibles. El sendero de precios establecidos implica llevar a 1 u$s/MBTU el gas en 2006, valor semejante al que tenía el gas al comienzo de la desregulación en 1993-1994. Sin embargo este valor debe ser visto en comparación con el actual tipo de cambio real, la disminución de costos internos y también con el inusual incremento en la renta petrolera que se deriva del nuevo contexto de precios internacionales. En tal sentido se estima que el monto de dicha renta es actualmente superior en alrededor de 2800 millones de dólares respecto a la renta neta media vigente durante la convertibilidad y que la Resolución 542/ME - que establece un sistema de retenciones móviles favorables al Estado - estabiliza esa renta neta para un espectro de precios que va de los 30 a 60 u$s por barril (Figura 1).
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Figura 1- Estimación de la diferencia entre la renta petrolera actual apropiada por el sector privado y el Estado según precios internacionales del crudo respecto a la situación promedio durante la convertibilidad. (En millones de dólares) 7000 6000
Millones de dólares
5000 4000
3000 2000 1000 0 32
34
36
38
40
42
44
46
48
50
52
54
56
58
60
Precio del WTI en u$s por barril
Diferencia renta petrolera privada
Diferencia Ingresos Fiscales
Fuente: estimaciones propias en base a la Resolución 542/ME ; fórmula del cálculo de regalías de la Provincia de Neuquén, datos de producción del IAPG (2004) y estimaciones de costos basadas en Gadano (1997).
Otra de las acciones gubernamentales que ha favorecido la rentabilidad privada ha sido la construcción de nuevos gasoductos con aporte parcial de fondos estatales. No obstante estos todos estos beneficios las empresas reclaman la eliminación de las retenciones, la disminución de las regalías, mayores garantías legales y la renegociación de contratos de transporte y distribución de gas y electricidad que consideren una virtual dolarización (Petrotecnia, 2005). Bajo estas condiciones es conveniente presentar el dilema en el que se halla el país ya que, tanto la cesión irrestricta a las presiones sectoriales, como decisiones gubernamentales que no resuelvan la falta de inversiones, serían perjudiciales para el desenvolvimiento macroeconómico global de la Argentina. La crisis energética hasta ahora no fue de la magnitud publicitada en su momento, pero puede ser grave hacia el 2007 y a más largo plazo debido al progresivo agotamiento de reservas que no son repuestas al ritmo necesario para garantizar una oferta interna compatible con la demanda. Tal dilema se representa de modo esquemático en la Figura 2.
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Figura 2 - Representación esquemática del dilema argentino frente a la indefinición de una política energética integral
Descripción de la situación
Política de ceder a las presiones sectoriales.
Precios no compatibles Con las metas del país
Consecuencias para el País: •Desabastecimiento. •Problemas con países vecinos. •Inflación en contexto dólar cuasi-fijo. •Pérdida de Competitividad. Estancamiento, pobreza, desempleo. Incumplimiento compromisos internacionales.
Sector Energético: No invierte Crisis de desabastecimiento
País sin energía
No viable
Fuente: (Kozulj, 2005 b).
III- Algunas consideraciones sobre las alternativas posibles Aún cuando debido a la extensión del presente trabajo no sería posible enumerar la gama de alternativas para superar la crisis, ni ésta ha sido descrita más que en sus términos más generales, parece conveniente analizar algunas opciones que se hallan fuera de las soluciones que provee el Plan Energético Nacional 2004-2008. En particular -y si se coincide con el Informe de evaluación de Riesgos para el período 2005- 2007 efectuado por CAMMESA- que el mayor problema a corto plazo lo constituye la escasez de oferta de gas, parece conveniente analizar las razones por las cuales el gas proveniente de la cuenca neuquina no aparece como una solución a corto plazo para abastecer la demanda. Ello es de particular relevancia si se considera que la concesión del yacimiento Loma la Lata-Sierra Barrosa operado por Repsol-YPF fue extendida hasta el año 2027 en 1999 y que tras dicha prórroga existía un compromiso de inversión y de aumento de la producción del orden de los 10 millones de metros cúbicos día, cifra que excede los 6 millones adicionales señalados por CAMMESA como orden de magnitud que permitiría disminuir el riesgo de una crisis energética. Sin embargo las entregas registradas según información del IAPG hasta el año 2004 no superaban el sendero previsto de
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explotación de Loma la Lata sin las inversiones adicionales que acompañaban la prórroga.(figura 3) Por otra parte del análisis de los recursos últimos efectuados por diversos autores y por el United States Geological Survey (USGS, 2000) (cuadros 1 y 2) surge que tanto las reservas remanentes como las no descubiertas son aún de una magnitud importante y se concentran en la cuenca neuquina. Por consiguiente es llamativo que ni las inversiones en exploración, ni las ampliaciones del sistema de transporte se hayan planteado desde dicha localización siendo que constituye a todas luces la solución más económica. Adicionalmente las plantas de generación eléctrica necesarias para suplementar la potencia disponible - cada vez más escasa hacia el año 2007 -, debería ser localizada en proximidades de la Ciudad de Buenos Aires en tanto sería el nodo que reúne la confluencia de los sistemas de transporte de TGS y TGN posibilitando así, la futura diversificación del abastecimiento de gas. A pesar de estas evidencias, que merecerían ser consideradas en profundidad, se ha señalado que la cuenca neuquina se halla ya madura, en declinación y que las plantas térmicas deberían ser localizadas en San Nicolás. Por otra parte las expansiones previstas del sistema de transporte de gas de TGS y TGN implican un uso intensivo del gas de Bolivia y de la cuenca austral y mayores costos de transporte. La crisis de Bolivia por su parte ha retrasado la principal obra del Plan 2004-2008: el gasoducto del NEA que proyectaba TECGAS del Techint Group. Cuadro 1 - Estimaciones de recursos últimos de gas natural en Argentina (en miles de millones de m3)
Autor Lesta[1] Masters [2] Masters [3] Masters [4] Novara [5] USGS [6] Estimación[7] Lesta[1] Masters [2] Masters [3] Masters [4] Novara [5] USGS [6] Estimación[7]
Reservas Año de Producción Reservas probables y Reservas Recursos cálculo acumulada comprobadas posibles originales potenciales 1984 255 668 216 1139 1481 1984 249 668 917 708 1989 358 745 1103 482 1992 432 540 398 1370 439 1997 592 687 527 1806 s/d 2000 718 778 272 1767 720 2003 816 612 289 1717 720 % respecto a los recursos últimos. 1984 10% 25% 8% 43% 57% 1984 15% 41% 0% 56% 44% 1989 23% 47% 0% 70% 30% 1992 24% 30% 22% 76% 24% 1997 33% 38% 29% 100% 2000 29% 31% 11% 71% 29% 2003 33% 25% 12% 70% 30%
Recursos últimos 2620 1625 1585 1809 1806 2487 2437 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
Fuente: [1] Lesta P. La Argentina como país petrolero, 1986; [2] , [3], [4] Masters C.D. World Resources of Crude Oil, Natural Bitumen and Shale Oil, 1987, 1991 y 1994; [5] Novara, J. las reservas de gas natural ante los crecientes requerimientos de los mercados internos y de exportación, 1998, [6] y [7] U.S. Geological Survey World petroleum Assessment 2000-Argentina Assessment Results Summary-Allocated Resources.
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Cuadro 2 - Recursos no explorados según informe del U.S.G.S. y comparación con reservas al 31-12-2000 por cuenca según la S.E. (en miles de millones de m3) Recursos no explorados
Cuenca CNO
CNQ
CGSJ
CA
Sub-Total
F95
F50
F5
Media
24 24 0 0 94 59 27 8 33
53 51 1 0 300 181 94 26 109
88 83 4 1 603 348 203 53 231
54 52 2 0 319 190 102 27 118
9 6 82 51 27 4 233
30 18 221 136 73 11 683
65 33 404 249 134 22 1326
33 19 229 141 76 12 720
Reservas probadas al 31-12-2000 153.5
399.9
39.0
185.2
777.6
Fuente: elaboración propia con datos del U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000Argentina Assessment Results Summary-Allocated Resources
Figura 3 - Sendero previsto y real de entregas de gas del yacimiento Loma la Lata 50
En Mm3/día
45
44
40
39
35
34 34
Año 2004 real 35.4 Mm3/día
30 25 20 15 10 5 2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
0
Producción antes de la extensión del contrato (estimación) Producción presentada por Repsol-YPF para la extensión del contrato (estimación) Producción registrada (IAPG) Datos según Resolución 319 SE
Fuente: estimaciones propias con datos obtenidos de la Secretaría de Energía, IAPG y presentación de Repsol-YPF ante autoridades del gobierno de la Provincia de Neuquén.
Estudiar seriamente la opción de incrementar la oferta interna a corto y mediano plazo desde Neuquén debe contemplar sin duda el tema del abastecimiento a la zona central de Chile, pero es ineludible si se tienen en cuenta los siguientes elementos: a) la menor distancia respecto a los centros de consumo; b) la potencialidad de la cuenca
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neuquina; c) los menores costos en comparación con el gas de la cuenca del noroeste y austral; d) el costo de importación de combustibles líquidos y de los actuales proyectos de ampliación del sistema troncal de transporte y sendero de precios del gas, cuya cuantificación y comparación se presentan en la figura 4. Figura 4 - Comparación del costo del combustible alternativo bajo la hipótesis de un precio de 40 U$S/bep, respecto al impacto del aumento del costo de gas y nuevas obras de transporte según Plan Energético Nacional 2004-2008 3500
Sendero Res. 208/04 0.7 a 1 u$s MBTU Julio-Dic. de 2005
3000
Sendero CAMMESA GN 1.6
En millones de dólares
2500
2000
1500
1000
500
1.6 (Idem)
1.5 (Idem)
1.4 (Idem)
1.3 (Idem)
1.2 (Idem)
1.1 (Idem)
1 (Idem)
GN 0.7 U$S MBTU +Transporte
Malo (Idem)
Bueno (Idem)
Base Mejorado (Idem)
Base (u$s 40 FO equiv.)
0
Fuente: estimaciones propias del autor en base al Informe de Riesgo de CAMMESSA 2005-2007 y Plan Energético Nacional 2004-2008.
La figura muestra que en caso de producirse una escasez de gas originada en factores climáticos adversos según los distintos escenarios de CAMMESA (baja hidrología, rigores invernales u otras causas), el costo de importación de combustibles podría ser equivalente al de extender a toda la matriz energética costos del gas en boca de pozo hasta 1.6 u$s/MBTU incluyendo el de la expansión del sistema de transporte para el período 2005-2007, solución esta última que proporcionaría mas holgura de abastecimiento a largo plazo. Sin embargo estos aumentos del gas en boca de pozo impactarían en un orden significativo en las tarifas eléctricas (53% en promedio para el gas a 1.6 u$s MBTU) y más aún en las tarifas de gas (68% para usuarios residenciales y comerciales y de hasta 168% en grandes usuarios interrumpibles, cálculos efectuados sobre la base de
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tarifas congeladas para gas en boca de pozo antes de la Resolución 208/04 y para las tarifas de transporte y distribución). Pero más grave aún es que este precio del gas se halla por debajo de las expectativas del sector privado. Por ejemplo, en ciertos ámbitos se habla de un gas a 2.5 a 3 u$s por MBTU después de 2007 y a 4 u$s MBTU para el año 2010 en más, (Montamat, 2005). El panorama de reservas según proyecciones de demanda de petróleo y gas que se presentan en las figuras 5 y 6 respectivamente muestra que de no haber incorporación de nuevas reservas, el horizonte de autoabastecimiento sería gravemente afectado debiendo la Argentina afrontar costos de importación que a todas luces seguirán siendo elevados por los próximos 10 años o más como lo indican diversos estudios (WEC, 2005). Sin embargo la gran incógnita es cuánto de estas reservas ya se hallan descubiertas, qué incentivos o medidas podrían realmente inducir a mayor actividad exploratoria y cuál es la voluntad política y coherencia para enfrentar tan graves temas. Una propuesta posible sería diferenciar los precios para el gas en producción del gas nuevo y establecer así una progresividad de aumentos compatibles con el escenario de crecimiento con baja inflación y mejoras distributivas, pero ¿estarán dispuestas las empresas a aceptar una solución de este tipo?. ¿Podrá el Estado suplir el rol inversor que las empresas privadas no asuman? ¿cuáles serían los instrumentos idóneos que hagan posible la gobernabilidad? He aquí algunas de las muchas cuestiones que hoy no parecen ser abordadas. Figura 5 - Proyección del abastecimiento interno de petróleo 2005-2020 y comparación con las reservas comprobadas y los recursos últimos estimados (en millones de m3) 1600
1400
1200 Tasa de crecimiento del 5.5% implica mantener la participación en fuentes primarias según % del 20032004
1000
800
Producción acumulada de petróleo estimada Reservas probadas al 31-12-04
Estimación de recursos totales últimos
600 Implica llegar al 77% de las reservas comprobadas al 31-12 2004 e el año 2011
400
200
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
0
Fuente: estimaciones propias con datos de la Secretaría de Energía y USGS
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Figura 6- Proyección del abastecimiento interno de gas natural 2005-2020 y comparación con las reservas comprobadas y los recursos últimos estimados (en miles de millones de m3) 1600
1400 Crecimiento medio 6.7% a.a implica mantener la participación del GN como fuente primaria en los % de 2003-2004
en miles de millones de m3
1200
1000 Producción acumulada de gas estimada
800
Reservas probadas al 31-12-04
600
Estimación de recursos totales últimos Al año 2011 se llega al 72% de las resrvas comprobadas al 31-12-04
400
200
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
0
Fuente: estimaciones propias con datos de la Secretaría de Energía y USGS
IV- Conclusiones Las reformas del sector energético han limitado la gama de opciones de política energética en manos del Estado, a menos que éste estuviera dispuesto a iniciar una profunda reforma del marco legal e institucional vigente. Es posible que tal acción hallaría fuertes resistencias entre los actores privados con capacidad de tomar decisiones que podrían afectar la gobernabilidad. Sin embargo, es llamativo que aún dentro del marco de las nuevas reglas de juego -que resultan tanto de una cierta continuidad del marco legal e institucional previo y de la Ley de Emergencia-, no se hayan profundizado las opciones más económicas. Ellas al parecer serían viables sobre la base de acuerdos previos como el suscrito entre Repsol-YPF y la Provincia de Neuquén para la prórroga de la concesión de Loma la Lata (LLL). Si no lo fuesen habría que dar razones convincentes y definir cuál es definitivamente la estrategia oficial y de las empresas para enfrentar la posible escasez de oferta de gas. El horizonte de agotamiento de reservas comprobadas, de no haber nuevas incorporaciones, se halla demasiado próximo (posiblemente 2010 o antes) como para pensar que la exploración off-shore y en nuevas cuencas pueda ser la respuesta apropiada a corto plazo. Ello no implica rechazar dichos programas pero sí la necesidad de pedir a las empresas un cronograma preciso de inversiones, analizar su suficiencia y sus perspectivas probables. Estos resultados necesitan ser auditados por
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entes independientes de los intereses de los productores, lo que ha sido propuesto en sucesivas oportunidades y al parecer no tomado en cuenta ni por las autoridades ni por los sectores empresarios. La consecuencia de agotar las reservas sin reponerlas al ritmo de la producción serían que la Argentina se convierta en un importador neto de petróleo y gas, en un contexto de elevados precios internacionales. La gravedad de la cuestión es tal, que ameritaría una estricta aplicación de normas de restricción de exportaciones en caso de que los productores no comprueben un sustantivo aumento de las reservas que les fueron otorgadas en concesión. Obviamente las soluciones propuestas pueden ser rechazadas por motivos objetivos (la aludida declinación de la producción en LLL aducida hasta hace poco por RepsolYPF y algunos especialistas) o por razones que hacen a la lógica de maximización de beneficios de los principales actores bajo las nuevas reglas de juego. Es decir, una posible reedición del "contratismo" propio de décadas pasadas, lo cual se puede inferir del elevado costo imputado a la construcción de nuevos gasoductos en un contexto cambiario donde el " alto costo argentino" ya no es un obstáculo. La objetividad de tal aseveración surge además de la comparación entre el costo de las obras proyectadas y las realizadas para exportación durante el período 1997-2000). En todo caso la seriedad e implicancias del tema y el hecho de que si bien ni la crisis del año 2004 ni la del presente han sido importantes, no debería conducir ni a una dilación en la toma de decisiones, ni a la que atañe a una investigación profunda sobre la propuesta aquí esbozada . Éstas decisiones sólo pueden ser serias si se inscriben en una visión estratégica no sólo del sector energético, sino fundamentalmente del país. en su conjunto lo que implica abordar temas como la industrialización, el empleo, la equidad distributiva y la inserción en un mundo globalizado. En tal contexto la definición de una política de precios coherente (ESMAP, 1999) y los mecanismos que liguen rentabilidad con inversión localizada en territorio nacional son temas ineludibles, altamente delicados y que requieren de una fina arquitectura y construcción de consensos.¿Es tal cosa posible? La respuesta dependerá de la visión que los diversos actores, sectores expertos y de opinión tengan al respecto. Pero una cosa resulta clara: sin una visión constructiva de largo plazo y sin dicho consenso nuestra futura calidad de vida será cada vez peor. * Licenciado en Economía, UBA. Graduado en Ciencias de la Comunicación, Instituto de Ciencias de la comunicación Social. Docente en cursos de capacitación usos del Modelo LEAP- SEI Boston-FB. Miembro del Comité Académico y Docente de la Maestría en Economía y Política Energética y Ambiental IDEE/FB, Universidad Nacional del Comahue. Docente Curso Latinoamericano en Economía de la Energía y del Medio Ambiente IDEE/FB.
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