El crecimiento de las importaciones afecta el mercado cambiario, y el atraso tarifario incrementa el rojo de las finanzas públicas. Las inversiones se redujeron a la mitad en dos años.
En el primer semestre del año, según precisó un informe de la consultora Ecolatina, la balanza comercial energética registró un déficit de USD 649 millones y, según Alejandro Einstoss, economista del Instituto Argentino de Energía (IAE), podría terminar 2021 con un rojo de entre USD 1.000 y 1.500 millones, una cifra que debe preocupar al ministro de Economía, Martín Guzmán, y al titular del BCRA, Miguel Pesce, cuya principal misión en lo que resta del año es mantener bajo control el mercado cambiario en un contexto de caída estacional de los dólares de la agroexportación y de dolarización de carteras, como suele ocurrir en vísperas electorales.
En la Secretaría de Energía, a cargo del neuquino Darío Martínez, son más optimistas: reconocen el volumen del rojo del primer semestre, pero estiman que la situación se revertirá en lo que resta del año, con mayor producción de gas, gracias al Plan Gas.Ar, que empezó a aplicarse en mayo y permitirá disminuir las importaciones de fueloil y gasoil, y un aumento de las exportaciones de petróleo. De ese modo, arriesgan, hacia fin de año hasta podrían asomar saldos positivos en la balanza del intercambio energético.
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El fuerte ritmo de aumento de los subsidios a la energía, que según una proyección podrían bordear los USD 10.000 millones en 2021
Además, están los subsidios. Según cálculos de la Asociación de Presupuesto Público (ASAP), en los primeros cinco meses del año los destinados a la energía sumaron $231.000 millones, 100% más que en igual período de 2020. Tomado al dólar mayorista promedio del año, dice el último informe de “Tendencias Energéticas” del IAE, son USD 2.557 millones en cinco meses.
De hecho, un estudio de Einstoss y Julián Rojo, autor del informe del IAE, ya había estimado que los subsidios cerrarían 2021 en unos USD 10.000 millones. Los números de ASAP marcan, en cinco meses, $170.897 millones para asistir a Cammesa, la compañía que administra el mercado mayorista eléctrico y a las que las distribuidoras eléctricas le deben más de $150.000 millones, otros $30.070 millones para el “Plan Gas No Convencional” y $19.155 millones para IEASA (la ex Enarsa, que tiene a su cargo la importación de combustibles).El aumento de la brecha entre costo y precio de la generación eléctrica está detrás del aumento del monto de subsidios
Einstoss, que también es coordinador de Economía de la Fundación Alem, vinculada a la UCR, calcula que los subsidios a la energía costarán 2,5% del PBI (3% si se agregan los destinados al transporte) este año. Además, llama la atención sobre el ritmo de aumento: en el primer semestre representaron el 12% del gasto (en 2020 fueron el 8%, en 2019, el 6%) y 136 % del déficit primario.En el primer semestre los subsidios a la energía representaron el 12% del gasto primario, contra 8% en 2020 y 6% en 2019
Según el experto, en lo que resta del año la cuenta de subsidios, lejos de amainar, se aceleraría. La escasez de agua en las cuencas de los ríos Limay, Colorado, Paraná y Uruguay, hará que las represas hidroeléctricas, claves en el verano, suministren mucha menos energía, lo que aumentará el costo de la generación eléctrica (con uso de Gas Natural o, peor, combustibles líquidos como fueloil y gasoil) estirando la brecha entre costos y precios y, así, la cuenta de asistencia. El Gas Natural suele sobrar en verano, pero podría haber tensión entre el reemplazo de lo que no den las hidroelécricas y compromisos de exportación. “Dependerá más de la naturaleza que del mercado”, dijo Einstoss.
Tormenta perfecta
En la cartera energética describen una suerte de “tormenta perfecta” que llevó al estado actual. La primera mitad del año, reconocen, fue “un desastre, pero no podía ser de otra manera”. A la declinación prevista e irreversible del abastecimiento de gas boliviano (de 20 a 14 millones de metros cúbicos por día, que se acentuará en los próximos años) se sumó la mora del Plan Gas, que antes de empezar a dar resultados fue afectado por el paro de 22 días en abril de los “autoconvocados” de Salud que paralizaron la cuenta neuquina y, en particular, Vaca Muerta.
Además, las bajantes de los ríos no solo hicieron que Yacyretá entregue la mitad de energía, sino que también las represas en Uruguay y Brasil generen menos y no sean una alternativa de compra de electricidad, aumentando la dependencia del fueloil y gasoil importados, al doble del costo del Gas Natural Licuado (GNL) que la Argentina importa mediante buques metaneros y regasifica en los puertos de Bahía Blanca y Escobar.
En mayo, un paro naval complicó el arribo y operación de los metaneros. El conflicto se estiró: Trabajo no dictó la conciliación obligatoria, porque el reclamo no era salarial, sino por vacunas. Y luego del paro, tormentas desde el sur bonaerense hasta el Paraná complicaron la navegación y el trasbordo de petroleros a barcazas (por la bajante) para llevar el combustible líquido a centrales térmicas, amén de paros recientes en el puerto bahiense y hasta una situación que por unas horas atrapó a un buque gasífero, al estilo de lo que ocurrió en su momento en el Canal de Suez.
El Plan Gas
Todo eso cuesta subsidios y dólares. El combustible líquido es sucedáneo y duplica el precio del GNL que traen los buques metaneros (USD 15 vs USD 8,5 promedio el millón de BTU), que a su vez cuesta el doble que el Gas Natural de la cuenca neuquina y que el Plan Gas paga a USD 4,70 el millón de BTU. Ahora, sin embargo, se entusiasman en Energía, la producción aumentó, las centrales están quemando más gas y menos fueloil y gasoil, e incluso comenzaron a aumentar las exportaciones de petróleo. Según un documento de la cartera energética, que depende de Economía, el Plan Gas ya permitió ahorrar USD 1.150 millones en importaciones y $78.000 millones de “sobrecosto fiscal” energético gracias a un fuerte aumento de la producción de gas por encima de la tendencia previa.
El informe del IAE da una visión menos optimista del repunte. Es cierto, dice, que la producción de gas aumentó 4,7% en junio respecto de mayo y 0,8% respecto de junio de 2020, en lo que fue la primera suba interanual al cabo de 16 meses consecutivos de caída. Pero la producción acumulada de los últimos 12 meses es todavía 8,8% inferior a la de igual período previo.
Como para curarse en salud, en el súper DNU 489, por el que el jueves el Gobierno aumentó en $ 708.000 millones el presupuesto de gastos del año, el Gobierno aumentó en $136.496 millones las partidas para, entre otras cosas, “garantizar el sostenimiento del mercado mayorista eléctrico y permitir el avance de las obras de infraestructura en centrales hidroeléctricas”, casi duplicando (de 800.000 a 1.500.000 m3) la importación de combustibles líquidos y asignando $52.000 millones para la construcción de nuevos gasoductos para la abundancia de gas que, se espera, saldrá del aumento de la producción en Vaca Muerta.
Al respecto, Martínez, el secretario de Energía, dijo que el sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” se integrará con un nuevo “Gasoducto Néstor Kirchner” entre Tratayén y el sur santafesino, pasando por Saliqueló; la potenciación del Gasoducto Centro Oeste, entre Tratayén y La Mora, junto al nuevo Gasoducto La Mora-Tío Pujio; la ampliación del Gasoducto General San Martín, la reversión del Gasoducto Norte (para llevar gas al noroeste argentino, en vez de traer gas desde Bolivia), la repotenciación y finalización del Gasoducto del NEA, el nuevo Gasoducto Mercedes-Cardales, otros tramos finales en GBA y en Ordoqui, y la repotenciación de la red hasta Uruguayana”. El funcionario agregó que para concretar este sistema “se exploran todas las posibilidades de financiamiento, que no serán excluyentes”.
¿Con qué?
Por ahora el sostén de las esperanzas de transportar tanto gas luce endeble. El número de pozos terminados en Vaca Muerta, la principal joya energética de la Argentina, sigue estando por debajo de los niveles de dos años atrás.El número de pozos terminados en esa formación geológica, la principal joya energética de la Argentina, sigue estando por debajo de los niveles de dos años atrás
Luciano Fucello, country manager de NSC Multistage, una empresa de servicios para la extracción de gas y petróleo “no convencionales” precisó a Infobae que si bien la actividad, medida en número de “fracturas” (la técnica hidraúlica con que se extraen los recursos de formaciones como Vaca Muerta) repuntó en junio, actualmente hay 25 equipos operando, contra 28 que se necesitan y 40 que había operando en 2019. Aparte, destacó, no hay casi “perforaciones” nuevas: se trabajan pozos abiertos anteriormente.
El nivel de inversiones en la cuenca neuquina es de unos USD 2.000 millones, la mitad de la registrada hace dos años, precisó al respecto un informe del experto energético Daniel Gerold.
La otra apuesta oficial es que el Congreso sancione pronto la “Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburífera”, un programa para estimular la inyección de capital en toda la cadena energética, cuyo texto aún se desconoce. En una reciente presentación, Cristian Skou, secretario de Hidrocarburos de Río Negro, y Emilio Guiñazú Fader, asesor de la secretaría de Energia y Minería de Mendoza, dijeron que coincidían con los objetivos generales planteados por el Gobierno nacional, pero que no habían tenido acceso al borrador. Ambos funcionarios, y Ernesto López Anadón, presidente del Intituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), dijeron que en un contexto de retenciones y tipos de cambio múltiples, que de por sí proyectan incertidumbre y desalientan la inversión, es clave que el gobierno tenga una mirada amplia y permita la libre disponibilidad de divisas, sin la cual cualquier normativa promocional servirá de poco para impulsar una ola de inversiones.
Es clave, reconocen en Energía, que la nueva norma se sancione en septiembre, para que las empresas la incorporen como dato a sus planes de producción petrolera para 2022. Será otro año de rogarle lluvia a San Pedro y apostar a las ubres de una Vaca Muerta.
