Diagnósticos, perspectivas y lineamientos propositivos respecto al sector energético argentino

Introducción

En el contexto del Consenso de Washington, las reformas estructurales iniciadas en Argentina a mediados de los ’70 se profundizaron con la sanción de la Ley N° 23.696 de Reforma del Estado (de 1989), que en el sector energético se materializaron con una serie de decretos y leyes nacionales inmediatamente posteriores, dando lugar a programas de privatización y aregulación económica, con el objeto de transferir las funciones básicas del Estado en materia de gestión, planificación, control y regulación de la cadena energética al capital privado; por consiguiente, el mercado ampliado de la energía se desenvolvió –y se desenvuelve– de forma anárquica:

I. Los activos estratégicos y económicamente viables del Estado enajenados por la Administración Menem, con la gestión privada fueron dilapidados y/o transferidos al exterior, al igual que los técnicos altamente calificados.

II. Tras la desintegración vertical y horizontal de los segmentos petróleo, gas y electricidad llevadas a cabo con las privatizaciones, un puñado de empresas integró vertical y horizontalmente tales segmentos; es decir, participando éstas en cada uno de los eslabones de las cadenas productivas mencionadas (desde la extracción de la materia prima hasta la comercialización mayorista/minorista y consumo industrial del producto final), conformando así un mercado de competencia extremadamente imperfecto y violando los marcos regulatorios creados durante las reformas estructurales.

III. Los aumentos sistemáticos de combustibles y tarifas de servicios públicos de la energía aplicados en los ’90 violaron el Régimen de Convertibilidad (Ley Nº 23.928, de 1991) y los marcos regulatorios de los segmentos gas (Ley Nº 24.076, de 1992) y electricidad (Ley Nº 24.065, de 1992); los correspondientes al período 2002-2005 son violatorios de la Ley Nº 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (de 2002).

IV. La expansión de la red troncal de gasoductos y de la red de alta tensión de energía eléctrica que abastecen al mercado interno nunca tuvo lugar (violatorio de los marcos regulatorios), pese a la captación de rentas extraordinarias (transferidas al exterior y/o “invertidas” en gasoductos de exportación).

V. Los permisos de exploración y concesiones de explotación hidrocarburífera adjudicados con la entrega de las áreas centrales y marginales de las cinco cuencas productivas del país violaron escandalosamente la Ley Nº 17.319 de Hidrocarburos (de 1967).

VI. La alta dependencia hidrocarburífera, la nula inversión de capital de riesgo en exploración, el escaso desarrollo de fuentes alternativas de energía y las exportaciones violatorias (de hidrocarburos y derivados), así como el divorcio del Estado de sus funciones básicas, han dejado al país al borde del abismo energético.

Como resultado de ello, Argentina cuenta con menos de una década de disponibilidad de petróleo y gas natural. Es responsabilidad de la actual Administración recuperar el control del subsuelo por la vía legal para captar su renta y desarrollar a través de ésta fuentes de energía primaria alternativas a los hidrocarburos (nuclear, hidroenergía y eólica) y combustibles alternativos a los derivados del crudo (biocombustibles, hidrógeno, etc.). Caso contrario, no sólo el subdesarrollo continuará siendo insostenible, sino que la posibilidad de lograr un desarrollo económico autónomo por medio de un proceso de reindustrialización y avance científico-técnico, incluso en un contexto de Integración Regional Sudamericana, estará pérdida para siempre.

Diagnósticos y perspectivas

Como es sabido, Argentina es un país hidrocarburo-dependiente, ya que el petróleo (43%) y el gas natural (46%) satisfacen casi el 90% de las necesidades energéticas de la estructura socioeconómica nacional. Este dato reviste una preocupación muy seria, dado que las reservas certificadas de petróleo y gas natural estarían agotadas a mediados del próximo quinquenio, considerando la proyección del crecimiento de la extracción para los próximos años (en el caso del gas natural) y el escaso interés de las petroleras en realizar las inversiones de riesgo (que, por cierto, nunca efectuaron); de hecho, adicionando el 50% de las reservas probables, el agotamiento definitivo de ambos hidrocarburos se podría demorar tan sólo dos o tres años (no más allá de 2015 o 2016). Ello es el resultado de una política de explotación irracional que se practica en el país desde el inicio de las reformas estructurales en el sector hidrocarburífero y de manera sostenible desde la privatización de YPF, donde la ecuación fue y sigue siendo: extraer de manera predatoria todo el volumen posible de los pozos descubiertos por la vieja petrolera estatal y no realizar esfuerzos exploratorios para compensar el nivel de reservas a fin de mantener horizontes de vida que aseguren el abastecimiento energético en el largo plazo (véanse, al respecto, los informes del IDICSO AREP003, AREP007 y AREP012, en la siguiente dirección:
http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/energia/energia.htm).

En efecto, los agentes económicos privados (locales y extranjeros) que se beneficiaron con los programas de privatización de YPF, Gas del Estado, Agua y Energía Eléctrica, SEGBA e Hidronor, diversificaron sus participaciones a tal punto que un puñado de estos explican en el presente alrededor del 90% de la extracción petrolera y gasífera y controlan el transporte de crudo, el transporte y distribución troncal de gas natural, la generación termoeléctrica e hidroeléctrica, el transporte de energía eléctrica por alta tensión y su distribución, además de ser grandes consumidores industriales de petróleo y/o derivados, de gas natural y energía eléctrica. Por consiguiente, se conformó un oligopolio energético integrado y conformado por los conglomerados extranjeros Repsol YPF (y su controlada “argentina” Pluspetrol), Total, Pan American Energy, Petrobras (tras la adquisición de los activos de Pérez Companc) y por los grupos económicos locales Techint y Sociedad Comercial del Plata; agentes que están operando en casi todos los eslabones del circuito productivo del petróleo, de la cadena gasífera y del segmento eléctrico.

La industria petroquímica está prácticamente monopolizada por Repsol YPF y algo parecido se replica en la refinación de crudo, donde Repsol YPF concentra el 56% en forma directa, Shell 15% y Esso 14%, correspondiendo el porcentaje restante a Refinor (50% Repsol YPF y 50% Petrobras), Petrobras, EG3 (controlada por Petrobras) y algunas más. En relación al mercado del gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas y tubos se observa una situación similar: Repsol YPF y Petrobras concentran el 70% del fraccionamiento, y en lo concerniente a la comercialización, Repsol YPF, Total y Shell concentran el 72% del negocio. En suma, la formación de precios de combustibles y tarifas de gas y electricidad se encuentra bajo el control del oligopolio energético liderado por Repsol YPF, y el Estado nacional en la actual Administración ha perdido la oportunidad de sumarse como actor al no adquirir la refinería de la anglo-holandesa Shell, el 65% de las acciones de EDENOR a la estatal francesa EDF y el paquete accionario de la británica BG en Metrogas. Quedaría por ver qué sucederá cuando Petrobras enajene parte de sus acciones en TGS y Transener. En este sentido, vale preguntarse si algún día la creación de ENARSA brillará por su accionar.

Cabe destacar que inmediatamente luego de las privatizaciones, el capital privado, formador de precios de combustibles y de tarifas de gas y electricidad en lugar del Estado, comercializó el barril de crudo en el mercado interno con precios referenciados con el WTI (West Texas Intermediate) hasta 2002 (y en innumerables ocasiones por encima del precio de referencia internacional) e incrementó las tarifas de gas (durante 1993-2000) y electricidad (durante 1993-2002) de acuerdo a una fórmula polinómica que combinó las variaciones que ocurrían en los precios al consumidor y en el índice de precios mayoristas de productos industriales de EE.UU., violando el Régimen de Convertibilidad (en todos los casos) y los marcos regulatorios (en los casos de las tarifas de gas y electricidad). Muy ilustrativos resultan, al respecto, los informes elaborados por investigadores del IDICSO, pero en particular los numerosos y excelentes informes y libros de los investigadores de CONICET-FLACSO (Daniel Azpiazu y Martín Schorr), y también los del Grupo MORENO (José Francisco Freda, Alfredo Fernández Franzini, Gustavo Calleja y Félix Herrero).

A continuación se presenta en forma resumida las siguientes perspectivas:

I. Alta dependencia hidrocarburífera (mayoritariamente gasífera) en el suministro de energía eléctrica (55% en 2004), que de no construirse nuevas centrales nucleoeléctricas e hidroeléctricas que disminuyan drásticamente la participación de la generación térmica hacia finales del presente decenio ocurrirá un colapso energético que se extenderá hasta mediados –o más– de la década entrante; es decir un colapso en el sistema de transmisión de energía eléctrica y fallas parciales con origen en la capacidad de fuerza de las usinas.

II. La nula intervención del Estado ante la drástica declinación de las reservas certificadas de gas natural (de 34 años en 1988 a 10,7 años para fines de 2004, al ritmo de extracción de 2004, sin considerar proyección de crecimiento), y de las reservas certificadas de petróleo (de 14 años en 1988 a 9,5 años para fines de 2004, al ritmo de extracción de 2004), más la nula intervención del Estado ante la drástica declinación en los esfuerzos exploratorios registrada también desde la privatización de YPF (hacia 1985 la YPF estatal había descubierto 148 pozos, mientras que el capital privado descubrió 60 en 1995, 31 en 2000, 17 en 2003 y 21 en 2004), conllevará a una inseguridad del abastecimiento energético sin precedentes en la historia energética nacional; es decir, estará comprometida la entrega del gas natural y de combustibles derivados del crudo, al igual que los insumos requeridos por la industria petroquímica para la elaboración de agroquímicos, plásticos, fertilizantes, etc., ya que la importación se verá afectada por la tendencia ascendente de los precios internacionales. Por cierto, esto comprometerá a todo el aparato productivo nacional en general y al sector agropecuario en particular (la siembra, cosecha y transporte de cereales y oleaginosas, por ejemplo, deberán enfrentarse con barriles de crudo que se comercializarán a precios internacionales –U$S 100 el barril para 2010 no suena descabellado–). Además, las “inversiones extranjeras directas” tan reclamadas por los defensores fundamentalistas de la misteriosa “mano invisible del mercado” no arribarán a un país sin energía abundante y barata.

III. El suministro de gas natural boliviano no podrá extenderse más allá del año 2023 en caso de que el mismo tenga que satisfacer el 100% de las necesidades de la estructura económica de Argentina a partir del próximo quinquenio, ya que las reservas certificadas de gas natural bolivianas superan levemente a las de Argentina (Bolivia: 760 mil millones de m3 y Argentina 560 mi millones de m3, según datos oficiales); es decir, los compromisos del país andino con sus clientes brasileños hasta el 2019 y sumado a ello el gran volumen de exportación hacia Argentina a partir de finales de la presente década, terminarán agotando las reservas gasíferas bolivianas en una fecha próxima a la señalada (considerando la sumatoria del 100% de las reservas certificadas y el 50% de las probables, Bolivia podrá disponer de gas natural hasta el año 2027).

IV. El ingreso al Sistema de Interconexión Nacional para fines de la década en curso de las generadoras Yaciretá (2008) y Atucha II (2009) proyectado por la actual Administración no podrá evitar el colapso energético que se espera para dentro de pocos años si no se suman nuevas centrales de generación de energía eléctrica alternativas a la térmica, dado que la dependencia gasífera para cubrir la demanda de suministro eléctrico continuará siendo superior al 55% en 2012, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación.

¿Qué hacer?

El Estado debería recuperar la renta energética en general e hidrocarburífera en particular para financiar el desarrollo de fuentes de energía primaria y combustibles alternativos a los hidrocarburos y derivados (alrededor de U$S 15 mil millones anuales). Para ello, se debería pensar en dos caminos, que por cierto podrían complementarse uno con el otro:

1) En base a las operaciones ilegales en los programas de privatización e incumplimientos contractuales por parte de las prestatarias de los servicios públicos de la energía, se debería expropiar por la vía legal a toda empresa que haya violado la legislación nacional, provocando de esta manera el retorno del Estado a sus funciones básicas de gestión, planificación, control y regulación del mercado ampliado de la energía. En este sentido cobra relevancia la todavía no ejecutada (desde la Administración Duhalde) evaluación, y su respectiva renegociación, de los contratos de los servicios públicos, la intervención del Estado en la fijación de los precios máximos correspondientes para evitar las distorsiones provocadas por los principales agentes económicos que operan en el sector energético del país y la formulación e implementación de leyes nacionales y provinciales orientadas al interés de la comunidad nacional.

2) Se debería emplear a ENARSA como instrumento de poder en la formación de precios de combustibles y tarifas de servicios públicos de la energía; por ejemplo, ENARSA debería asociarse con la estatal venezolana PDVSA para comprar las siguientes refinerías: la de la Shell, la que Repsol YPF tiene en La Plata y la que Repsol YPF y la estatal brasileña Petrobras tienen en Salta (Refinor), y a su vez asociarse con Petrobras en las refinerías que ésta opera en Bahía Blanca y San Lorenzo (Refisan). Por otra parte, ENARSA debería asociarse con las empresas públicas provinciales para obtener participaciones controlantes en las transportistas y principales distribuidoras troncales de gas natural y energía eléctrica, así como también en las principales generadoras térmicas e hidroeléctricas, en todas las fraccionadoras de GLP, en oleoductos, gasoductos regionales, puertos, etc. Pero, por sobre todo ENARSA debería obtener la titularidad de todas aquellas concesiones de explotación hidrocarburífera que fueron entregadas en forma ilícita (incluidas las prórrogas fraudulentas como la de Loma de la Lata, donde el gobernador de Neuquén Jorge Sobisch, el ex presidente de Repsol YPF Alfonso Cortina y la Administración De la Rua son los responsables de la misma; véase al respecto el libro del investigador del IDICSO Federico Bernal “Petróleo, Estado y Soberanía”, publicado por Editorial Biblos; véase también, al respecto, los informes del IDICSO, del Instituto de Energía e Infraestructura de la Fundación Arturo Íllia y del Grupo MORENO).

Otro tema de vital importancia es el referido a las exportaciones hidrocarburíferas. En concordancia a lo estipulado por las leyes nacionales 17.319 (de Hidrocarburos) y 24.076 (Marco Regulatorio del Gas Natural), se deberían prohibir las exportaciones de gas natural y de petróleo, para asegurar el abastecimiento del mercado interno. En el caso particular del gas natural, la evidencia empírica señala que el 39% de los ciudadanos argentinos (alrededor de 15 millones) carecía de provisión de gas por redes para Enero de 2005, en base a estimaciones del IDICSO-USAL sobre datos del INDEC; los cuales consumen energéticos alternativos: 80% gas licuado de petróleo (GLP) envasado (60% de estos consumidores viven por debajo de la línea de pobreza y el gasto de las garrafas de GLP en la canasta básica alimenticia y en los servicios públicos elementales representa entre el 50% y 60% del gasto total de estos hogares pobres) y el 20% restante quema plásticos, residuos vegetales/animales, cartón, leña, etc. Para el caso del petróleo, si bien el mercado doméstico no se encuentra en la actualidad desabastecido, considerando el horizonte de vida de las reservas y, además, por tratarse –como cualquier hidrocarburo– de un recurso estratégico, la prohibición de las exportaciones de crudo extendería la disponibilidad del mismo significativamente.

En lo concerniente a la oferta de energía eléctrica por parte del parque generador nacional, la hidroenergía es una fuente que no ha sido explotado correctamente en el país. Por ejemplo, además de finalizar las obras en Yaciretá (trasladar el nivel de cota 76 msnm a 83 msnm), se deberían llevar a cabo los estudios de factibilidad correspondientes a los aprovechamientos hidroeléctricos Garabí y Corpus Christi, los cuales podrían adicionar a la generación hidroeléctrica 10.500 GW/h anuales. El tiempo de planificación de este tipo de obras demanda entre 8 y 12 años su cumplimentación total. Un problema que no es menor en el caso de este tipo de generadoras es el reasentamiento involuntario de las poblaciones afectadas por el embalse de los aprovechamientos hidroeléctricos.

Con respecto a los combustibles nucleares, además de finalizar las obras relativas a la Central Nuclear Atucha II (CNA-II), se deberían agregar a CNE, CNA-I y CNA-II un reactor de 600 MWe netos para cada una, no sólo para extender la vida útil de las generadoras, sino también para incrementar en un lapso de 3 años la participación nucleoeléctrica: serían 14.200 GW/h netos adicionales por año.

También se debería planificar la construcción simultánea por parte de la estatal INVAP de al menos 3 nuevas centrales nucleares con un reactor (importado con transferencia de tecnología) de 1.600 MWe netos para cada una: serían alrededor de 37.843 GW/h netos adicionales por año. El tiempo de planificación total demandaría alrededor de 4-5 años, siempre y cuando se destine el fondo fiduciario pertinente sin interrupciones y se incorpore nuevo personal de alta calificación más jóvenes egresados universitarios para reproducir la fuerza de trabajo requerida a mediano y largo plazo.

Considerando los lineamientos propositivos precedentes en materia de diversificación del riesgo en la oferta de energía eléctrica, hacia mediados de la década entrante (2015) el suministro podría estar cubierto en un 44,1% con la generación hidroeléctrica y en un 48,2% con la nucleoeléctrica, correspondiendo el 7,7% restante al parque térmica (que podría estar repartido 50% y 50% con gas natural y carbón mineral), lo cual reduciría drásticamente la dependencia gasífera con Bolivia o de terceros países (desde esta perspectiva, la generación térmica sólo aumentaría su participación cuando se presenten años hidrológicamente pobres). Lo que sugiere que será difícil escapar en 2010 a programas de racionamiento en la entrega de gas natural y algunos combustibles (especialmente GLP y GNC) hasta tanto las nuevas generadoras entren en operación.

Por otra parte, INVAP debería llevar a cabo la construcción de un prototipo de la central nuclear CAREM de 300 MWe; y su posterior producción en serie (ejemplares de 25 a 300 MWe), para destinarla tanto al mercado interno como para la exportación principalmente a países de la región y a todos aquellos que desean iniciarse en el campo de la nucleoelectricidad (cabe señalar que esta tecnología diseñada en Argentina no tiene hasta el presente competencia en el mundo, ya que los países constructores de reactores nucleares están dedicados a la fabricación de módulos de gran potencia y en forma no serial). En el caso del mercado interno, estos reactores no sólo podrían satisfacer el suministro eléctrico de los principales aglomerados urbanos y de grandes parques industriales del país, sino que también podrían utilizarse para la producción de hidrógeno vehicular. Cabe destacar que la producción de hidrógeno vehicular a través de reactores nucleares compactos como el CAREM y/o por medio de plantas aerogeneradoras (eólica), al igual que la producción de biodiesel y bioetanol para el sector agropecuario y el transporte público y de cargas, posibilitarían que el crudo de explotación nacional se destine a la industria petroquímica y en menor medida a la elaboración de otros combustibles que los alternativos (hidrógeno y biocombustibles) no podrían reemplazar.

Por último, cabe señalar que la construcción de centrales eólicas para la generación de energía eléctrica (para pequeñas aglomeraciones urbanas del interior del país) y de plantas carboquímicas son también opciones de contingencia muy interesantes para estudiar.

Por: Ricardo De Dicco
Investigador del Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador, del Centro de Estudios de Pensamiento Económico Nacional (CEPEN) de la Universidad de Buenos Aires (UBA), del Instituto de Energía e Infraestructura de la Fundación Arturo Íllia (FAI) y del Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora (MORENO).

Fuente: Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO-USAL