La generación eléctrica en Argentina es fuertemente dependiente de las centrales térmicas, que en 2018 aportaron el 64% de la energía nacional, según datos de CAMMESA. A su vez, de acuerdo a información presentada por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE), el gas natural por sí solo tiene una participación cercana al 53% en la matriz energética nacional. Del total de gas consumido en el país, en los últimos años el 25% fue importado. La segunda fuente de generación eléctrica del país es la hidraulica, con una participación del 29%; seguida por la energía nuclear (5%) y las renovables (2%).

Dado que Argentina es uno de los países con mayor penetración del gas natural en su matríz energética, ante la contínua caída de sus reservas probadas se volvió una prioridad para el país acelerar el desarrollo de la explotación no convencional de gas natural (shale gas y tight gas). De esta forma se busca reducir o incluso eliminar las importaciones de gas y recuperar el autoabastecimiento energético.

¿Cuál es la Agenda Energética 2019 y las políticas de estado para el crecimiento en el sector energético fijadas por el IAE Mosconi?

Partiendo del valioso informe publicado por los especialistas del Instituto General Mosconi en mayo de 2019 titulado “Agenda Energética 2019: Políticas de estado para el crecimiento en el sector energético”, se procede a enumerar los temas que a nuestro criterio emergen como los más relevantes referentes al sector de hidrocarburos.

En su Agenda Energética 2019 el Instituto General Mosconi considera que uno de los problemas reside en el precio del gas natural y la forma en que se determina este precio. A propósito de ello, el valor de las facturas de gas y electricidad que recibimos incluye tres componentes: 

• el precio de la energía consumida (gas natural o electricidad);
• la tarifa regulada por el transporte y distribución de dicha energía desde su extracción/generación hasta la puerta de nuestras residencias (aproximadamente el 30% del valor la factura); y
• los impuestos, principalmente el IVA (21% para residenciales y 27% para comercios e industrias pequeñas y medianas), los impuestos a los ingresos brutos que las provincias cobran a distribuidoras y transportistas, las que a su vez los transfieren al consumidor final, y en algunos casos las tasas municipales. 

Actualmente, el problema no son las tarifas reguladas de transporte y distribución ya que el Gobierno Nacional finalizó durante 2017 la normalización de los sectores regulados que prestan los servicios de transporte y distribución de gas y electricidad. El proceso implicó convocar a las empresas a la realización de las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) de sus tarifas reguladas presentando sus esquemas de costos, que estaban pendientes desde finales de la década del 90, y la finalización de la intervención de los Entes Reguladores de jurisdicción nacional, además de la conformación de sus directorios con especialistas seleccionados por concurso público.

Recordemos que las empresas prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y electricidad de jurisdicción nacional tuvieron congeladas sus tarifas por más de una década. Este congelamiento no fue compensado por subsidios directos del Estado y, ante la falta de recursos según las firmas, éstas disminuyeron al mínimo sus inversiones lo que se reflejó en la caída de la calidad del servicio.

Las empresas de gas subsistieron dejando de extender las redes de distribución y suspendiendo el pago a las productoras de gas. En el caso de las distribuidoras eléctricas suspendieron sus pagos a CAMMESA, rompiendo la cadena de pagos, ya que es la empresa que con esos recursos pagaba la energía a los generadores.

Una vez normalizada la situación a través de las Revisiones Tarifarias Integrales (RTI) y de la intervención de los Entes Reguladores de jurisdicción nacional, estos últimos pudieron establecer nuevos cuadros tarifarios con aumentos que se aplicaron en tres cuotas sucesivas y que tendrán vigencia durante el próximo quinquenio. Según el IAE este aumento de tarifas en sectores regulados no debería suspenderse ni modificarse ya que fue diseñado en base a costos auditados por los Entes Reguladores que reflejarían el desempeño de una empresa eficiente. Los aumentos tarifarios habrían permitido a las empresas recuperar el capital de trabajo y la capacidad de inversión, y recomponer la calidad del servicio. Sólo en la cadena del gas las revisiones tarifarias implican inversiones obligatorias por más de $41.000 millones en los próximos cinco años, que ya se encuentran en ejecución.

Según el IAE, uno de los problemas está en la determinación del precio de la energía: en particular el precio del gas en boca de pozo. Aquí se concentra casi la totalidad de los subsidios económicos corrientes, los cuales entre 2004 y 2017 alcanzaron una suma acumulada de u$s 102.000 millones. Estos subsidios han representado importes relevantes para nuestro país, y la actual administración se encuentra en la tarea de actualizar precios y tarifas en un contexto inflacionario. Esto es así ya que el Estado Nacional subsidia, mediante transferencias del Tesoro, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA): la diferencia entre el costo real de generación de energía eléctrica (llamado precio medio monómico) y el precio que paga la demanda (llamado precio estacional).

Con relación al gas natural, el Estado subsidia la diferencia entre el costo de abastecimiento de gas y el precio que paga la demanda mediante dos mecanismos:

• transferencias a ENARSA, único importador de gas natural desde Bolivia y de gas natural licuado (GNL); y
• transferencias a las empresas productoras de gas a través del Plan Gas, que reconoce un precio sostén a la producción de gas no convencional.

El precio del gas natural es un precio rector del sistema energético nacional, ya que esta fuente de energía representa el 53% de la oferta total de energía primaria. El 49 % de la energía eléctrica consumida se genera en base a gas natural.

¿Cómo se determina el precio del gas natural? 

De acuerdo con lo establecido por las leyes 17.319 y 24.076, por ser una actividad desregulada, el precio del gas debería determinarse por la interacción de oferta (productores e importadores: IEASA, Ex ENARSA) y demanda (empresas distribuidoras, grandes consumidores industriales, centrales eléctricas y comercializadoras) en el mercado mayorista del gas, definido por el precio de inyección al sistema de transporte o PIST. 

El precio del gas puesto en “City Gate” Buenos Aires (el mayor centro de consumo del país) está compuesto por el precio del gas en boca de pozo más el costo del transporte desde el punto de producción hasta el punto de consumo. De manera tal que las cuencas más lejanas (Tierra del Fuego) reciben un precio menor a las cuencas más cercanas al City Gate. Si el precio así determinado es mayor al costo de producción del gas, habrá interesados en aumentar la producción y la inversión en el sector. Del mismo modo, el valor del gas nunca debe ser superior a su sustituto directo (fuel oil / gas oil) a riesgo de perder importantes mercados.

A partir del decreto PEN 181/2004, el Estado Nacional intervino el mercado facultando a la entonces Secretaria de Energía a “realizar acuerdos con los productores de gas natural a fin de establecer un ajuste del precio en el Punto de ingreso al Sistema de Transporte (PIST)”. Años después, la Res. Nº 28/2016 del MINEM (31 de marzo de 2016) justificó el aumento del precio del gas en boca de pozo en la necesidad de “…promover inversiones en exploración y explotación de gas natural a fin de garantizar su abastecimiento y de emitir señales económicas claras y razonables, resulta necesario implementar un nuevo esquema de precio de gas natural en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE, que tenga por objeto tanto la incorporación de reservas, como el aumento de la producción doméstica de gas natural…”.

Su aplicación produjo una gran cantidad de pedidos de amparo en todo el país, y la consiguiente intervención de la Justicia suspendiendo lo dispuesto por esta Resolución, observada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación. En este punto la administración enfrentó el problema de regular un “precio denominado justo” al gas natural en boca de pozo (PIST) para usuarios residenciales y pequeños comercios / industrias, lo cual se relaciona de manera directa con el análisis de sus costos de producción más una rentabilidad esperada razonable. Es importante resaltar que el fallo de la CSJN hace foco en los usuarios residenciales y pequeños comercios, que por normativa son clientes cautivos de las distribuidoras y por ende el eslabón más débil de la cadena de valor.

Según el IAE, con esta configuración de precios la demanda prioritaria pagará el gas más caro de mercado: aproximadamente un 20% superior a la industria y a la exportación y un 80% superior al que pagará CAMMESA.

¿Cuáles son las políticas de estado propuestas en 2015 por especialistas y referentes del sector de hidrocarburos y en qué estado de desarrollo están a la fecha?

En la Declaración de Compromiso elaborada por los ex Secretarios de Energía, y firmada por los candidatos presidenciales en 2014, se planteó la necesidad elaborar un marco de referencia para la elaboración de programas de gobierno en este sector. De los 14 proyectos presentes en esta Declaración, 10 están estrechamente vinculados con el sector de los hidrocarburos. A continuación pasamos a enunciar estos objetivos acompañados por la apreciación de los expertos del IAE Mosconi acerca del estado de cumplimiento de cada proyecto.

1.    Políticas de Estado
“La política energética se concibe como una política de Estado, se asume como estratégica, y debe ser accesible al conocimiento de cualquier ciudadano que tendrá derecho a informase sobre la operación, los objetivos, los planes”.
El IAE sostiene que actualmente en Argentina no existe una aplicación del concepto “Política de Estado” en el sector energético; y señala el desacuerdo que hubo en mayo pasado respecto de la ley de tarifas entre el Poder Ejecutivo y Legislativo como una referencia de la falta de metas comunes sobre el área.

2.    Plan estratégico orientativo
“Se establecerá un “Plan Estratégico Orientativo” de largo plazo, el que será refrendado por el Congreso Nacional. Entre sus preceptos deberá considerar criterios de eficiencia, diversificación, integración regional y desarrollo ambientalmente sustentable, y preverá la revisión periódica de los objetivos y metas establecidos”
Según el IAE, no se ha diseñado tal plan estratégico y podría afirmarse que actualmente se está en un estado de Escenarios y no de Plan.

3.    Roles de la Nación y las provincias
“Se adecuarán y precisarán, conforme a los preceptos constitucionales, los roles de la Nación y las provincias en cuanto a regulaciones y competencias. Se normalizarán los Entes Reguladores, transformándolos en organismos altamente profesionalizados”. 
Desde el punto de vista institucional se ha alcanzado la normalización de los Entes Reguladores de jurisdicción nacional (ENRE y ENARGAS); se logró el funcionamiento de las instituciones estatales de acuerdo a los preceptos constitucionales; se creó el Consejo Federal de la Energía que es una instancia de diálogo directo entre los ministerios energéticos provinciales con el Ministerio de Energía de la Nación. Sin embargo habría que esperar por lo menos un par de años para evaluar la experiencia real objetiva.

4.    Marco jurídico para los hidrocarburos 
“Se reformulará la estructura legal vigente en función de las nuevas realidades jurídicas, institucionales y geológicas. Las leyes que surjan del nuevo ordenamiento, incluida una nueva Ley de Hidrocarburos, deberán contar con amplio consenso de las fuerzas políticas para que pueda ser aplicada en todo el territorio nacional. Esa nueva legislación deberá conciliar los intereses de las provincias y de la Nación, facilitar el pleno desarrollo de los recursos del país y posibilitar la exploración en el Mar Argentino hasta el talud oceánico. También preverá la adecuación institucional para que el Estado pueda ejercer en forma adecuada su rol de fiscalización”
Este enunciado no se ha cumplido hasta la fecha. No existe un borrador de una nueva Ley de Hidrocarburos.

5.    Programa de exploración petrolera
“Se promoverá un programa exploratorio de hidrocarburos que abarque tanto las cuencas sedimentarias convencionales como las no convencionales, recurriendo para ello a la licitación pública internacional. Para los modelos contractuales se tomará en cuenta la experiencia internacional y los antecedentes exitosos en la región”
Según el IAE actualmente no existe un programa exploratorio. No obstante, el IAE Mosconi señala al Decreto 872/2018 como un antecedente positivo que trae aparejado importantes avances. El decreto instruye a la Secretaría de Gobierno de Energía a convocar a un Concurso Público Internacional para otorgar permisos de exploración en las áreas “costa afuera” de nuestra Plataforma Continental hasta el talud oceánico.
En mayo de 2019 el Gobierno Nacional adjudicó 18 áreas de exploración de hidrocarburos frente a la provincia de Buenos Aires, en la cuenca Austral Marina y al oeste de las Islas Malvinas por más de U$S 724 millones. Por la resolución N° 276 firmada por el Secretario de Energía de la Nación se asignaron permisos de exploración offshore entre 12 empresas extranjeras y la estatal YPF, que se presentó en consorcio. Las firmas ganadoras fueron además de YPF, ExxonMobil Argentina Offshore Investments, Qatar Petrolium International Limited, Tullow Oil Plc, Pluspetrol SA, Wintershall Energía SA, Equinor Argentina SA, Total Austral SA, Eni Argentina Exploración y Explotación SA, Mitsui y Co. Ltd, Tecpetrol SA, Shell Argentina SA y BP Exploration Operating Company Limited.

6.    Integración energética regional
“Se promoverá una política de integración energética para conformar mercados regionales de gas natural y de electricidad que aprovechen la complementariedad de los recursos en la región, y las conexiones físicas existentes. Dentro de esta política deberán tener prioridad los acuerdos con los respectivos socios regionales para la ejecución de las obras del aprovechamiento hidroeléctrico sobre el Alto Uruguay. También se propiciarán nexos de cooperación y complementación con Brasil en materia nuclear para encarar una estrategia conjunta para esta fuente energética.”
En este rubro se han hecho avances concretos que deben ser contabilizados como muy positivos: 1) las interconexiones gasíferas con Chile han servido para inaugurar canales de importación y exportación de gas natural después de más de una década del corte unilateral de gas por parte de Argentina; 2) Con Paraguay los acuerdos en los temas pendientes de resolución por la Central Hidroeléctrica Yacyretá y el acuerdo para la construcción de la Central Hidroeléctrica (CH) Aña Cuá, sobre margen derecha; 3) las exportaciones de gas a Uruguay, todos los cuales favorecen la integración regional. No se ha avanzado en lo específico relativo a la CH Garabí, ni a nuevos acuerdos con Brasil en materia de estrategia conjunta en materia de Energía Nuclear.

7.    Gestión de YPF
“Se impulsará la gestión autónoma de YPF, para que rija su plan de negocios por objetivos empresarios, privilegiando la exploración, el desarrollo y la explotación de las cuencas argentinas, de los recursos convencionales y no convencionales. La empresa mantendrá su capitalización bursátil en el mercado argentino e internacional y podrá establecer asociaciones estratégicas con empresas nacionales o internacionales a partir de contratos estándar consustanciados con las condiciones de la nueva política energética. La gestión de YPF será auditada por la AGN sin perjuicio de otras auditorías que se realicen sobre la empresa.”
En este caso, según el IAE, existe un cumplimiento parcial. Se ha garantizado efectivamente la gestión autónoma de YPF, sustrayéndola de potenciales influencias negativas de la política, que pudieran afectar su funcionamiento.
En cambio, no puede decirse que YPF haya cumplido, por su parte, la encomienda de generar un Plan de Negocios, privilegiando sobre todo la exploración de recursos convencionales de Argentina. Según el IAE no se avanzó en el tema de las auditorías. 

8.    Precios y tarifas
“Los precios y tarifas energéticas deberán retribuir costos totales de los servicios producidos, asociado a estándares de calidad y confiablidad preestablecidos. Se reducirán los subsidios presupuestarios a la energía no justificados socialmente, con la meta de tener precios mayoristas únicos en los mercados de gas y electricidad y con el objetivo de finalizar el período de transición definido con un set de precios y tarifas que reflejen costos económicos. Para aquellos usuarios vulnerables, según indicadores socioeconómicos, se establecerá una política de subsidios focalizados (tarifa social), que incluirá a los consumidores de gas licuado de petróleo (gas en garrafas).”
Según la opinión del IAE Mosconi las tarifas reguladas de la electricidad y del gas natural fueron bien resueltas, de acuerdo a la normativa legal aplicable y el proceso supervisado y dirigido por los Entes Reguladores normalizados. 
La eliminación de los subsidios presupuestarios de raíz energética no justificados socialmente, es un objetivo en vías de cumplimiento.
La implementación de un Régimen de Tarifa Social para usuarios vulnerables se ha implementado y es un compromiso cumplido.
En cambio, el compromiso que establece que: “Los precios… energéticos deberán retribuir costos totales de los servicios…” no ha sido cumplido por lo menos en lo que es el precio más importante de la economía energética argentina: el Precio del gas natural en boca de pozo. El precio del gas natural es, como lo ha establecido el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación en 2016, un “precio regulado por el Estado nacional”.
Es opinión del IAE Mosconi que ese precio no ha sido regulado conforme a los costos de producción; y por lo tanto este compromiso aún no ha sido cumplido.

9.    Desarrollo energético sustentable
“Se adoptarán normas de preservación ambiental aceptadas internacionalmente y que permitan el desarrollo sustentable de la energía. La exploración y explotación de recursos fósiles no convencionales (Shale gas/Shale oil) será objeto de un régimen ambiental especial sancionado por ley del Congreso.”
Sin perjuicio de que Argentina ha tomado decisiones trascendentes en materia de preservación del medio ambiente; este punto no ha sido cumplido.

10.    Medidas de urgencia y transición
La Declaración de Compromiso estableció tres medidas urgentes para la transición, de las cuales las dos relevantes para el sector de hidrocarburos son:
-    “Realización de una auditoría independiente de las reservas de hidrocarburos a cargo de (una) empresa especializada seleccionada por concurso internacional”
Este punto no se ha cumplido.
-    “Replanteo del sistema actual (vigente en 2015) de importaciones de productos energéticos, en particular el de gas natural como GNL, hoy con un suministro inseguro, caro y proco transparente”
Según el IAE el tema de la importación del GNL ha sido normalizado, en la actualidad es un sistema seguro; han disminuido los precios por una mayor competencia y al mismo tiempo por una caída de los precios internacionales del GNL; y el sistema es hoy transparente.

El IEA Mosconi indica que permanecen incumplidos los compromisos asumidos que requerían acuerdos políticos capaces de plasmarse en acuerdos parlamentarios profundos como para aprobar leyes de fondo; y constituirse en verdaderas Políticas de Estado que puedan perdurar durante largos períodos, que contengan varios ciclos de gobierno. Dentro de estos incumplimientos deben citarse los siguientes: 1) Reforma del Marco Jurídico de los Hidrocarburos; 2) Aprobación por Ley del Congreso del Plan Energético Nacional; 3) Plan Nacional de Exploración de Hidrocarburos; 4) Régimen ambiental especial sancionado por ley del Congreso para la exploración y explotación de recursos fósiles no convencionales (Shale gas/Shaleoil).