El balance del primer año de gestión en el sector energético del gobierno de Javier Milei tuvo definiciones clave en el capítulo dedicado en la Ley de Bases y sus reglamentaciones. En la amplia agenda del sector, los avances se dieron en Vaca Muerta y sus proyectos de infraestructura así como la reducción de subsidios, mientras medidas profundas de reestructuración del sector energético quedaron a mitad de camino.
En un Gobierno que sostuvo como una de sus premisas el retiro del Estado de la obra pública, la concreción de dos proyectos clave marcaron la diferencia en el sector energético. El primero de ellos fue la reversión del Gasoducto del Norte, un trabajo de US$ 700 millones que permitió asegurar el abastecimiento de las provincias de esa región del país con el gas de Vaca Muerta para sustituir el declinante aporte de Bolivia.
El otro proyecto central fue la potenciación del Gasoducto Néstor Kirchner, luego renombrado como Perito Moreno, a través de la construcción de las plantas compresoras que permitieron elevar a 21 MMm3/día la capacidad de evacuación y así evitar buena parte de las importaciones de Gas Natural Licuado en los meses de invierno en que se registra el pico de demanda.
Este aporte al sistema permitió, junto con las crecientes exportaciones de shale oil, que la balanza comercial energética que en 2022 cerró neutra, este año se consolide en torno a los US$ 5000 millones y se proyecte que para 2025 ese saldo favorable supere los US$ 8.000 millones, de la mano de obras de infraestructura que llevan adelante los privados.
Un tema siempre controversial en el cual el actual Gobierno tuvo una definición clara y decidida, al menos en el primer tramo del año, fue la recomposición parcial de los precios relativos del gas natural con alzas de casi el 550%, la electricidad por un 220% y los combustibles por otro 250% en el término de los últimos 12 meses. Todo esto en un proceso de reacomodamiento de precios energéticos tras el salto inflacionario de diciembre y enero.
La balanza comercial energética que en 2022 cerró neutra, este año se consolide en torno a los US$ 5000 millones y se proyecte que para 2025 ese saldo favorable supere los US$ 8.000 millones, de la mano de obras de infraestructura que llevan adelante los privados.
Si bien la percepción sobre la magnitud, la velocidad y la oportunidad de estos aumentos puede variar sensiblemente según el eje de análisis, lo cierto es que se avanzó en buscar una solución a un retraso manifiesto de las tarifas, algo que se abordó en simultáneo con la reducción de un tercio del total de subsidios energéticos que, a pesar de la motosierra, aún representan un saldo en rojo para el fisco de US$ 6.500 millones al año.
Pero esa revisión de tarifas rápidamente volvió a la lógica de la macro y al esfuerzo por sostener a la baja la evolución de la inflación, y en consecuencia a poco de andar las nuevas fórmulas polinómicas de actualización mensual fueron incumplidas, y revisadas en tanto y en cuanto se pudieran adecuar al margen acotado del índice de precios general.
Fue en ese marco que tampoco se pudo concretar la pretensión de lograr la normalización y unificación de los entes reguladores del gas y de la electricidad, así como también quedó en el camino de las buenas intenciones la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que debe realizarse cada cinco años y que fue sistemáticamente desvirtuada desde los 90 cuando se sancionaron los marcos regulatorios.
En ese sendero del sector energético, quedó en sus primeros esbozos el nuevo esquema de subsidios que tenía como novedad central el desarrollo e implementación de una Canasta Básica Energética, la que debía cruzar no sólo el nivel de ingresos de los usuarios, sino los umbrales de consumo y las regiones del país en que se encontraba.
La complejidad de la idea conspiró contra sí misma, y hoy simplemente se piensa en la reducción definitiva de las ya conocidas categorías de usuarios N1, N2 y N3 que acercará las facturas a la tarifa plena.
La necesaria readecuación de tarifas viene permitiendo, parcialmente, que las empresas de servicios estén retomando sus planes de inversión para mejorar la calidad de servicio energético en un mercado en el cual el Estado busca desentenderse, aún con no mucho éxito.
En ese sentido, la intención de revisar el rol de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), para el cual se pretendía devolver a su exclusiva función técnica, también quedó postergada.
La normalización y unificación de los entes reguladores del gas y de la electricidad quedó para más adelante, así como la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que debe realizarse cada cinco años y que fue sistemáticamente desvirtuada desde los 90 cuando se sancionaron los marcos regulatorios.
Una vez más, la realidad y la complejidad del desafío obligaron a pensar en un mediano y largo plazo en ese proceso por el cual Cammesa se aparte de la intermediación en toda la gestión de los servicios del sector eléctrico para permitir a las empresas la libre contractualización entre las partes, algo no tan simple de resolver tras dos décadas de intervención.
La infraestructura necesaria para ampliar la red del sector energético nacional
Otro de los ejes centrales que la gestión energética busca concretar es avanzar en la construcción de redes de alta tensión que permitan garantizar el abastecimiento de la demanda en varias regiones del país, en particular en el Área Metropolitana Buenos Aires que está al límite de su capacidad.
Pero, a la vez, esta carencia de infraestructura es el gran cuello de botella para el desarrollo de las energías renovables, cuyo desarrollo está prácticamente topeado con al menos US$ 8000 millones de inversión frenadas en proyectos ya listos.
En ese marco en el cual las renovables sólo encuentran un espacio de desarrollo en el Mercado a Término por el dinamismo de las empresas contratantes, se dio también la decisión de la actual gestión de dejar sin efecto la adjudicación de los Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf) que permitirían sumar más de 3.300 Mw de generación térmica, uno de los puntos débiles que se pondrán a prueba este verano y los próximos veranos.
Otra incógnita a develar es el futuro del sector de los biocombustibles, la revisión de la ley de incentivo vigente, y el rol que se les dará en un país con gran potencial y diversidad de producción para avanzar con un recurso que puede tener un espacio creciente en un contexto global de transición energética, en un proceso temporal cada vez más largo de complementación con los combustibles fósiles para el aporte local a los esfuerzos por la reducción de la huella de carbono.
La actual gestión dio una inesperada señal en favor del desarrollo de la energía atómica, tras la discontinuidad de los planes de una cuarta central nuclear, la desfinanciación de la Comisión Nacional de Energía Atómica o la revisión del proyecto Carem -defendido por buena parte de los actores de la industria como estratégico-.
La idea, cuya letra chica es necesario aún conocer, es hacer de la Argentina un polo de desarrollo de reactores nucleares de pequeña potencia, ideales para alimentar la alta demanda de la inteligencia artificial.
Vaca Muerta y la nueva apuesta por el sueño del GNL
Pero el balance de año, sin dudas, vuelve a tener a Vaca Muerta como principal driver energético y promete seguir siéndolo al menos por los próximos diez años.
Este 2024, la Argentina cerrará con una producción de petróleo largamente por encima de los 750.000 barriles diarios, es decir un incremento de la producción total de crudo por sobre el 12% con relación al mismo período de 2023, gracias al crecimiento de la Cuenca Neuquina que se expandió cerca del 30% interanual.
En gas natural, la producción del año cerrará cercana a los 130 MMm3/d con un crecimiento de la producción total del país de casi el 6% interanual, con un impacto por el incremento de lo entregado por las áreas de Vaca Muerta del 15% en el mismo período.
La continuidad de este desempeño está casi asegurada para 2025, en principio por el nivel de inversiones planteado por las operadoras que se espera supere los US$ 10.000 millones en el año, pero a la vez por el avance de las distintas etapas de las obras de transporte de gas y petróleo, como la ampliación de la capacidad del Gasoducto del Norte que permitirá abrir la ventana exportadora a Brasil, o el cierre de la última etapa del plan Duplicar+ de Oleoductos del Valle (Oldelval) que dará más caudal a la salida del shale oil hacia los mercados externos.
Casi en simultáneo se pondrán en marcha otras obras de alto impacto para la productividad futura de la Cuenca Neuquina.
Por ejemplo, la puesta en marcha para comienzos de enero del Oleoducto Vaca Muerta Sur, un proyecto millonario que coronará con la mayor terminal portuaria de exportación de crudo del país; o el avance esperado de la Etapa II del Gasoducto Perito Moreno que permitirá ampliará la posibilidad de abastecimiento local y a la vez pensar en una nueva vía de llegada hacia Brasil.
A pesar de los múltiples actores involucrados, todos los caminos de manera convergente conducen a la promesa de transformar a la Argentina en un productor neto de hidrocarburos, y llevar la balanza comercial energética a un saldo anual favorable de unos US$ 30.000 millones para comienzos de la próxima década, lo que significará quizás la última oportunidad de desarrollo de los abundantes recursos de Vaca Muerta y un aporte inestimable al flagelo de la pobreza de toda la Argentina.
En esa misma línea, el gobierno logró revertir la salida del gigante malayo Petronas del proyecto de GNL tras el anuncio del cambio de sede para la construcción de la infraestructura portuaria necesaria. Así, anunció días atrás que otro coloso mundial del sector, esta vez Shell, será el socio para profundizar las obras y lograr la exportación en buques regasificadores del GNL argentino.
