Gobierno Macri. Primeras medidas en el sector hidrocarburífero. Entre la renta y los subsidios.

I- El contexto: las medidas, el escenario internacional y la “debilidad” de la Argentina.  

Los primeros pasos de la flamante Administración Macri en lo que respecta a la política energética han apuntado a modificaciones en dos áreas claves: el subsector eléctrico, en el que se ha decretado una emergencia sobre la que ya nos hemos pronunciado a fines de diciembre y el subsector hidrocarburífero, cuyas principales medidas se han conocido desde comienzos de enero de 2016. 

En concreto, en lo que respecta a este sector fundamental de la problemática energética nacional, se han tomado tres medidas que, en principio, impactan en el conjunto de los eslabones de la actividad hidrocarburífera. 

Las dos primeras medidas son la consecuencia casi esperable de la devaluación mayor al 35% decidida el pasado 16 de diciembre de 2015. En efecto, las nuevas condiciones cambiaras, han implicado, por un lado, un nuevo ajuste alcista en los precios de los combustibles líquidos cercano al 6% promedio en enero en todas las variedades expendidas en el territorio nacional y, por el otro, una disminución de los precios de referencia del barril de petróleo en el mercado interno, que ha sido del 10% promedio y que ha impactado en las dos variedades más comercializadas en el mercado doméstico, el Medanito- crudo más liviano y apto para las refinerías locales, propio de la cuenca neuquina- y el Escalante- variedad más viscosa y que abunda en la cuenca del Golfo San Jorge en los yacimientos de Cerro Dragón, en Chubut. 

Las características de las medidas correctivas propuestas, remedan el escenario de comienzos de 2015, cuando el por entonces Ministro de Economía- Axel Kicilof- encaró una doble medida que había implicado, por un lado, una reducción del 5% promedio en el precio de los combustibles líquidos, simultánea a una reducción de los valores de referencia de los petróleos arriba mencionados. En efecto, durante 2015, el promedio de precios de la variedad Medanito se ubicó en torno a los 75 dólares, mientras que el Escalante, se comercializaba en 61 dólares promedio. Debe recordarse, también, que luego de esa baja inicial, desde febrero hasta agosto de 2015, se registraron aumentos “hormiga” que, además de neutralizar la rebaja aludida, volvieron a instalar al eslabón downstream en la senda de aumentos permanentes al compás de los ajustes cambiarios oficiales. Esto llevó a que, hacia agosto de 2015, los combustibles aumentaran un 8% promedio, luego de las correcciones indicadas. 

Pero, la película que comenzamos a ver luego de dirimida la puja electoral en las elecciones de segunda vuelta del pasado 22 de noviembre de 2015, comenzó a mostrar evidencias del nuevo escenario devaluatorio y de ajuste de las variables económicas que comenzaba a perfilarse. En concreto, el mismo 23 de noviembre de 2015, se produjo un ajuste promedio de 4,5% en el precio de los combustibles líquidos, lo cual llevó a un 12% promedio el aumento registrado durante 2015, que fue, a todas luces, el año de menor reajuste alcista de los últimos cuatro. 

Sin embargo, el efecto combinado de la devaluación- que en abril/mayo de 2016 ya ha superado el 50%- y la profundización de la crisis de precios internacionales de los principales marcadores de referencia en el mercado mundial, derivaron en el agravamiento de las condiciones de funcionamiento de un esquema de negocios que, hasta el presente, parece lograr su viabilidad y sostenibilidad a partir de un proceso de transferencia de renta persistente desde los ciudadanos consumidores hacia los distintos actores de la actividad hidrocarburífera, con las empresas como principales beneficiadas, al tiempo que los Estados provinciales han intentado defender su cuota parte de regalías en un negocio altamente concentrado y con enormes fallas en términos de eficacia y pertinencia regulatoria. 

Si vemos sucintamente la evolución de los precios internacionales desde junio de 2014 hasta enero de 2016, nos encontramos con un escenario de derrumbe, en el que pasamos de un barril de referencia WTI- propio del mercado estadounidense- cercano a los 100 dólares a mediados de 2014, a un valor que orilla los 30 dólares a mediados de enero de 2016. Por su parte, el marcador Brent- propio del Mar del Norte-, pasó de 110 dólares a similares valores de 30 dólares por barril en enero de 2016. En concreto, aquí se registran bajas sostenidas mayores al 75% acumulado, lo cual se ha acentuado por el escenario de sobreoferta constante de crudo- que supera hoy el millón de barriles diarios a las necesidades de la demanda efectiva y a los valores de equilibrio- y por la declinación y/o estancamiento de la demanda, que se ha hecho más fuerte en la región de Asia Pacífico, con China a la cabeza, que es la zona del mundo que ha explicado, en los últimos años, más del 60% de la demanda adicional de crudo. A su vez, los países nucleados en la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP), no han logrado acordar siquiera reducciones parciales de la oferta de crudo de manera tal de morigerar los niveles de caída de los precios, mientras que los Estados Unidos- en pleno boom hidrocarburífero no convencional- ha aumentado progresivamente su oferta de petróleo y gas, a tal punto que, mientras en 2009 extraía entre 4,5 y 5 millones de barriles por día, hacia 2015 había duplicado esos indicadores, llegando a 9 millones de barriles diarios. A todo ello, se sumó la reciente vuelta de Irán a los mercados internacionales luego del acuerdo nuclear con las principales potencias occidentales y Rusia, lo cual preanuncia que, al compás de la reducción de sanciones económicas que pesaban sobre el régimen iraní, habrá un plus de oferta en un mercado que ya está hipersaturado. 

Más allá de si el eje explicativo dominante de esta crisis de precios pasa por la pelea entre Estados Unidos y su aliado Arabia Saudita que tendría como objetivo fundamental ralentizar el ritmo de desarrollo de proyectos de extracción no convencionales, de modo tal de provocar un ajuste significativo en el mercado que permita retomar una senda de precios alcistas en simultáneo al reacomodo de la oferta a las nuevas condiciones del mercado, no deja de ser fundamental tener en cuenta que los factores geopolíticos, institucionales y regionales resultan decisivos a la hora de analizar un escenario tan complejo y, por ello mismo, difícil de diagnosticar. Asimismo, países como Venezuela, Angola, Nigeria o Rusia- algunos de los grandes jugadores del mercado- han sufrido en sus presupuestos los efectos devastadores de esta virtual “guerra de precios”, que amenaza con diseminar la crisis por tiempos más prolongados que los previstos. 

Ahora, es importante tener en cuenta que, desde marzo de 2016, los precios de los principales marcadores aludidos, han mostrado leves repuntes que los colocan en bandas de precios entre los us$ 40 y us$ 45, en un contexto en el que la sobreoferta de crudo, la puja geopolítica entre Estados Unidos y Arabia Saudita y la entrada de los nuevos jugadores- los casos señalados de Irán o la mayor oferta de Iraq-, actúan todavía como fuertes anclajes de los precios internacionales, lo cual dificulta predecir, en esta coyuntura, la evolución del mercado de los hidrocarburos en el mediano plazo. En efecto, si bien se registran estimaciones en los analistas internacionales sobre una posible recuperación más robusta de los precios, una vez que esta etapa de contracción llegue a su fin, no hay consenso sobre el momento en que esta recuperación de precios podría ocurrir. Por de pronto, lo que existe es un escenario de “guerra de posiciones”, donde todos los actores tratan de maximizar sus intereses en juego, lo cual cristaliza un esquema inestable con bandas de precios que fluctçuan entre los us$ 40 y los us$ 45.  

Todo este introito, es fundamental como contexto a la hora de evaluar la orientación de las medidas que la Administración Macri ha tomado en los primeros días de su gobierno. Aquí aparece otro aspecto relevante y que remite al rol periférico, adyacente y casi marginal que nuestro mercado hidrocarburífero desempeña en el sistema internacional actual, lo cual hace que sea necesario evaluar políticas que conduzcan a la recuperación y protección de margen de maniobra soberano, en un contexto en el que la mayoría de las variables clave y su evolución, están fuera de nuestro alcance. 

Y, en este sentido, volviendo a la naturaleza de las medidas adoptadas, reaparece este condicionante, que implica que sólo actuamos reactivamente ante el conflictivo escenario mundial, al tiempo que reproducimos un funcionamiento rentístico del sector y, para mayor infortunio, se esbozan diseños institucionales que persiguen desmontar cualquier atisbo de regulación estatal eficiente y estratégicamente centrada en los intereses y valores de nuestra comunidad nacional. Veremos, luego, cómo la crisis que se vive en la cuenca del Golfo San Jorge, remite a esta vulnerabilidad persistente de nuestro sector público en la actividad hidrocarburífera. 

En concreto, lo que aquí se manifiesta, son dos aspectos del entramado del sector hidrocarburífero que refuerzan el funcionamiento rentístico del mismo. Uno de ellos, tiene que ver con el hecho que cualquiera de las medidas propuestas en términos de subsidios y transferencias al sector- como las que se han implementado en los últimos años-, no son más que la justificación, legitimación y/o reforzamiento del esquema de apropiación y transferencia de la renta hidrocarburífera que se ha consolidado en las últimas décadas en la Argentina. Por ende, las políticas de subsidios sectoriales, en una estructura concentrada y oligopólica como la del petróleo y gas natural, antes que apuntalar procesos virtuosos de crecimiento productivo conducidos desde el rol estratégico que el Estado nacional ha recuperado en YPF S.A., sirven más bien para reforzar los patrones rentísticos de funcionamiento de todo el mercado, de modo tal de asegurar rentabilidad y captura de renta de forma estructural. 

El otro aspecto, está relacionado con la pertinencia misma de la regulación pública que se ha operado en los últimos años desde el Estado. En ese sentido, el rol protagónico de YPF, si bien ha permitido consolidar un sendero de inversiones y recuperación del horizonte productivo y de reservas en el sector, no ha orientado el avance hacia la modificación estructural de los esquemas de regulación del mercado, lo cual ha permitido, como se expone en un acápite posterior, que la Administración Macri pueda desandar, vía decreto y en forma expeditiva, algunos de los pocos instrumentos que el gobierno kirchnerista había intentado implementar para reinstalar al Estado nacional en un rol planificador y regulador del funcionamiento de toda la actividad hidrocarburífera.    

II- Precios de los combustibles y barril de referencia en el mercado interno. 

Volvamos ahora a las dos medidas antes aludidas y que significaron un ajuste alcista del 6% en el precio de los combustibles líquidos pos devaluación y una reducción del 10% en el precio de los barriles de referencia en el mercado interno.

En efecto, ese primer ajuste de precios, fue seguido luego por otros tres en marzo, abril y mayo. Veamos estos números. 

En lo que respecta a la trayectoria de aumentos de los precios de los combustibles líquidos, los ajustes de enero de 2016, han implicado que, en el período comprendido entre mayo de 2012- momento en que el Estado nacional expropió a Repsol el 51% del paquete accionario de YPF S.A.- y mayo de 2016, lo aumentos acumulados en las cuatro variedades de combustibles líquidos- naftas super y Premium y gasoil común y especial- se han ubicado entre el 237% y el 259% promedio, tomando como referencia los valores al público de YPF S.A. en las estaciones de servicio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires ( ver cuadro debajo). Téngase en cuenta que hemos pasado por dos devaluaciones, la de enero de 2014- cercana al 23%- y la de diciembre de 2015- superior ya al 50%-, al tiempo que estos valores referidos han superado significativamente los índices inflacionarios acumulados entre 2012 y 2015. 

Así, entre enero y mayo del 2016, los aumentos acumulados posdevaluación suman un promedio del 31%, y han implicado una enorme transferencia de los consumidores al conjunto de las empresas del sector.  

Por otro lado, veamos cómo ha impactado la medida de reducción del 10% promedio en los precios de los barriles de referencia del mercado interno. A partir de los nuevos valores, el Medanito de la cuenca neuquina pasa de 75 dólares por barril a 67.5 dólares, mientras que el Escalante- de la cuenca del Golfo San Jorge en Chubut- pasa de 61 dólares a 54.9 dólares por barril. Estas bajas, sin embargo, al ser contrastadas con la devaluación superior al 50%, redundan en incrementos en pesos en torno al 27% promedio, lo cual es captado por las empresas y es la consecuencia del proceso devaluatorio. 

Veamos un ejemplo. En el caso de los productores de petróleo de la cuenca Neuquina que por el Medanito percibían a principios de Diciembre $ 735 por barril (75 u$s/barril de referencia x 9,8 $/u$s del tipo de cambio a esa fecha) pasarán a recibir un 26,7% más, esto es, $ 931,5 por barril (resultantes de multiplicar un nuevo crudo de referencia de 67,5 u$s/barril por el nuevo cambio de 13,8 $/u$s).  

Asimismo, se estima que el diferencial de precios de los crudos de referencia entre el mercado local y el internacional, habría posibilitado que las empresas petroleras se hicieran de una renta adicional de 3.000 millones de dólares en 2015.^[1] Esta estimación surge del cálculo del valor que representa el total de la extracción de crudo destinada a la refinación en el eslabón downstream en 2015, cruzado con el valor de referencia promedio del crudo más liviano- el Medanito de la cuenca neuquina-, que se ubicó en torno a los 75 dólares en el mercado interno, cuando el promedio del valor internacional de un crudo de similares características, orilló los 50 dólares en 2015. En efecto, esa brecha de unos 25 dólares por barril como promedio en 2015, implicó una diferencia de por lo menos 3.000 millones de dólares que fueron transferidos a las empresas del eslabón upstream en 2015.   

Con estos antecedentes a cuestas, se podrá observar la relevancia de los intereses que se discuten entre todos los sectores implicados en lo que respecta a la problemática hidrocarburífera.. Nada más ni nada menos, que la profundización de un funcionamiento rentístico, que podría llevar a que, durante 2016, las transferencias totales de recursos de toda la comunidad canalizados al sector petrolero, se ubiquen en torno a los 5.000 millones de dólares.^[2]        

Por ende, entre los claroscuros de las medidas y la necesidad imperiosa de correr detrás de los acontecimientos- lo cual es la característica de un país que carece de instrumentos planificadores y reguladores de la política energética que sean autónomos de los intereses sectoriales- la 

Administración Macri comienza a desandar un camino difícil, espinoso y plagado de conflictividad. 

III-       La cuestión de la regulación. Derogación de la reglamentación de la ley de soberanía hidorcarburífera. 

Se señalaba al comienzo del artículo, que había una tercera medida que la Administración  Macri había adoptado, en los días posteriores a las medidas previamente explicitadas. 

En efecto, a través del Decreto 272^[3], publicado en el Boletín Oficial el 4 de enero de 2016, se procedió a desmontar buena parte del esquema regulador que la anterior Administración había establecido en julio de 2012 a través del Decreto 1277, por el que se reglamentó la denominada Ley de Soberanía Hidrocarburífera Nº 26.741, sancionada en mayo de 2012 posteriormente a la expropiación del 51% de las acciones de Repsol. 

Este Decreto, procedió a la disolución de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional  Inversiones Hidorcarburíferas, a través del expediente de la derogación de buena parte de las atribuciones de control y regulación que el Estado nacional se había arrogado como parte de un

“intento” de recuperar la centralidad en la planificación de la política hidrocarburífera nacional.  

Por cierto, este ensayo ha convivido con una estructura normativa preexistente y que gira en torno a la llamada Ley Corta 26.197- de 2007- que había otorgado el dominio originario de los recursos hidrocarburíferos a las provincias, como directo colofón de la Reforma Constitucional de 1994 que, en su artículo 124, había establecido tales prerrogativas en lo que respecta a los recursos naturales.   

Este señalamiento no es menor, ya que, en los considerandos del mencionado Decreto 272^[4], se establece que son las provincias las que detentan el dominio originario sobre los recursos, potestad que habría sido recortada o disminuida a través del Decreto 1277 de 2012. Si bien no es el objetivo de este artículo desandar el camino de este eje de la problemática que, por cierto, está en el corazón de los desajustes e impericias que los Estados nacional y provinciales acumulan en materia de regulación pública eficiente y planificación de la política energética, no puede dejar de señalarse que se trata de un aspecto estructural de la organización normativa e institucional del régimen económico de los hidrocarburos, herencia directa y dilecta del proceso de desregulación de los ’90.  

 Lo que no ha sido modificado a través del Decreto de la Administración Macri, es lo señalado en el Artículo 1º de la Ley 26.741 de Soberanía Hidrocarburífera, en el que se declara de interés público nacional “el logro del autoabastecimiento, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos”, ni los “Principios de la política hidrocarburífera” del país, enumerados en el artículo 3º de la mencionada ley.^[5]  

Asimismo, muy probablemente se avance en el establecimiento de nuevas reglas de juego, ya que, en el Artículo 4º del Decreto, se estipula que “El Ministerio de Energía y Minería efectuará una revisión y ordenamiento integral de las normas de su competencia referidas a la creación de registros y deberes de información en la industria de hidrocarburos”.^[6] 

Como se afirmaba más arriba, más allá de la capacidad real y la voluntad política de la 

Administración saliente, lo concreto es que la reglamentación derogada contemplaba la obligación, para las empresas hidrocarburíferas, de presentar un plan anual de inversiones, que debería ser evaluado por la mencionada Comisión, a los efectos de que los planes exploratorios y de explotación presentados, permitieran garantizar la conveniente conservación de las reservas. Asimismo, este organismo disponía de facultades de fiscalización y auditoría y estipulaba un mecanismo administrativo que las empresas debían cumplimentar en los procesos abiertos de permisos de exploración y concesiones de explotación. 

En total, se derogaron 17 artículos del reglamento establecido a través del Decreto 1277 en 2012. Así, “…dejará de correr el plazo no mayor a los 60 días para la evaluación del plan anual de inversiones de cada empresa y su verificación de consistencia con respecto al plan nacional de inversiones hidrocarburíferas. Ahora la ley tampoco exige que se audite y fiscalice en forma trimestral el cumplimiento del plan anual de inversiones de cada empresa ni que sean aplicadas las sanciones correspondientes en caso de que correspondan.”^[7] 

También se eliminó “…el artículo 20, que establecía que “las refinadoras no podrán a consecuencia de paradas técnicas o imprevistas dejar de abastecer adecuadamente a su cadena comercial”. 

También quedó sin efecto el artículo 28, que atribuía a la comisión la facultad de auditar “en forma periódica la razonabilidad de los costos informados por los productores y sus respectivos precios de venta” y para “adoptar las medidas que estime necesarias que evitar conductas distorsivas que puedan afectar los intereses de los consumidores en relación al precio, calidad, disponibilidad de los derivados de hidrocarburos”. Además, fue derogado el artículo 31, que permitía a la comisión la aplicación de multas, apercibimientos y nulidad o caducidad de concesiones o permisos.”⁸ 

En definitiva, el quid de la cuestión, en lo que respecta al mencionado Decreto de 2012, pasaba por el establecimiento de una especie de “cuña” entre las empresas y los Estados provinciales, de modo tal de recuperar, desde el Estado nacional, las potestades en materia de planificación, control y regulación de todo el sector, que habían sido legalmente transferidas a las provincias a través de la mencionada Ley Corta de 2007.  

En tal sentido, no deja de ser aleccionador lo que ha ocurrido, ya que, a través de un simple Decreto, la Administración Macri logra deshacerse de un conjunto de normas establecidas al calor de la recuperación del control estratégico de YPF en 2012 y que, hasta donde conocemos y observamos por la experiencia reciente, conformaron un corpus normativo de carácter “anómalo”, ya que se habían establecido sobre la estructura de desregulación y provincialización que aún hoy sigue vigente y, para más dificultades, el Estado nacional no demostró voluntad política concreta en pos de aplicar realmente lo normado en el reglamento en cuestión. Y, estas debilidades, de hecho, son las que han permitido el pernicioso accionar a través de un instrumento jurídico de menor jerarquía legal, como el Decreto de marras.  

IV-  Una de las manifestaciones de la crisis. La problemática en la cuenca del Golfo y los subsidios. 

En los primeros días de la Administración Macri, reapareció con mucha fuerza un conflicto que, hasta hace unos meses, estaba en estado latente, a la espera de que la agudización de las condiciones de precios imperantes en el mercado de los hidrocarburos mundiales en la presente coyuntura, lo convirtiera en un conflicto abierto. 

En efecto, la crisis del sector extractivo en la cuenca del Golfo San Jorge, no deja de ser una consecuencia de una organización deficiente y disfuncional del sector hidrocarburífero, que, como se manifestaba más arriba, permite la consolidación de lógicas de captación de rentas por parte de los actores empresariales y el establecimiento de condiciones político-institucionales, sociales y económicas, que cristalizan los intereses corporativos y la capacidad de presión para establecer un juego de ganar-ganar aún en condiciones desfavorables. 

La cuenca del Golfo San Jorge, se caracteriza por la extracción de un tipo de petróleo más viscoso, el Escalante, cuyas condiciones de precios en el mercado interno, han sido nuevamente modificadas al compás del agravamiento de la crisis internacional de los precios del petróleo y de la propia situación socio-laboral y productiva de la cuenca. 

Se comentaba que, desde los primeros días de enero de 2016, el nuevo precio de referencia para el crudo Escalante, se ubica en los 54.90 dólares por barril, luego de la reducción del 10%, tal como se explicó antes. El contraste con estos valores del “barril criollo”, se expone hoy en el mercado internacional, donde las principales referencias del crudo- WTI y Brent- han cotizado en bandas que oscilan entre los 30 y los 45 dólares el barril. ¿Por qué es esta dinámica especialmente perjudicial para la cuenca? 

Fundamentalmente, porque del total de extracción de esta cuenca, el 40% se destina a los mercados de exportación, actividad que ha crecido en los últimos años, a causa de la menor calidad técnica de este tipo de crudo, que lo hace menos atractivo para su refinación en nuestras destilerías, más aptas para crudos livianos tipo Medanito, que, por otra parte, han sufrido descensos sistemáticos en los últimos años, con la sola excepción de YPF S.A., que es la única empresa que, entre 2013 y 2015, ha logrado mejorar sensiblemente los niveles de extracción de gas y petróleo en casi todas las cuencas operativas. 

Los principales beneficiarios de las exportaciones de este tipo de crudo son, fundamentalmente, Pan American Energy, Tecpetrol (filial de Techint en el rubro), YPF S.A., Enap Sipetrol y Sinopec, entre las más relevantes. El centro del conflicto, entonces, está en que las empresas no obtienen los niveles de rentabilidad esperados si siguen exportando este 40% del total de la cuenca a precios de referencia que, durante 2015 y aún a comienzos de 2016, eran sensiblemente inferiores a los vigentes en el mercado interno. En efecto, el marcador de referencia de este tipo de crudos- el Brent del Mar del Norte- llegó a niveles de 30 dólares el barril entre enero y febrero de 2016, mientras que, entre marzo y abril, su cotización tuvo un repunte que implicó que el valor de referencia internacional se ubicara en una banda entre los 40 y los 45 dólares por barril.  

Si se tiene en cuenta la cotización del Escalante en el mercado interno- que se ubica en los 55 dólares por barril desde fines de diciembre de 2015-, la brecha se ubica entre los 10 y los 15 dólares, lo cual brinda una indicación concreta del tipo de solución que el Gobierno nacional, las empresas involucradas y la provincia de Chubut implementaron para “salvar” esa brecha en términos de rentabilidad. En concreto, hacia mediados de marzo de 2016^[8], se instrumentó un subsidio que cubre hasta 10 dólares por barril de crudo Escalante exportado por las empresas antes mencionadas, siempre y cuando la cotización del barril Brent de referencia, no supere los 47,5 dólares. Téngase en cuenta que, entre la segunda quincena de marzo y todo el mes de abril, los precios internacionales experimentaron una leve recuperación, a tal punto que ya han superado la barrera psicológica de los 40 dólares, y se ubican en valores cercanos a los 45 dólares. 

 Ello implica que, hasta tanto persistan estos precios, las empresas recibirán el subsidio mencionado por la exportación del crudo Escalante. Sobre esos 10 dólares por barril de subsidio, el Estado nacional se hace cargo de 7,5 dólares, mientras que 2,5 dólares son compensados por la provincia 

de Chubut. Si se compara, entonces, la cotización internacional de marzo/abril de 2016 (más cercana ya a los 45 dólares), se aprecia que la brecha con el precio del mercado interno se ubica, justamente, en torno a los 10 dólares por barril. Es ese monto, precisamente, el que ambos estados reconocen a las empresas operadoras. La cifra  estimada es del orden de los 150 millones de dólares que, en el contexto de las transferencias estructurales que el mismo funcionamiento del mercado hidrocarburífero comportan, parece menor, aunque sirve para consolidar las características rentísticas de todo el funcionamiento de la cadena. De esta manera, la exportación siga siendo “viable” en estas condiciones, en las que las diferencias de precios entre los mercados domésticos y externo han oscilado entre el 50% y el 20% según los distintos momentos de la cotización del crudo de referencia. Es decir, siempre ganan las empresas. 

En definitiva, se trata, una vez más, de posicionarse de la mejor manera posible para preservar y acrecentar rentabilidad, juego característico de las empresas en un esquema rentístico y concentrado como el del sector hidrocarburífero en la Argentina. 

Por otro lado, este tipo de puja de intereses y la débil capacidad reguladora del Estado provincial, sumado al hecho que el Estado nacional ha convalidado este tipo de prácticas en el sector en los últimos años, no ocurren en el vacío. Con ello queremos decir que la contracara de esta pelea por captar renta, es la situación laboral de más de 5.000 trabajadores de la cuenca, que, como ya hemos visto en reiteradas ocasiones, constituyen el eslabón más débil de la cadena, tal como ha quedado demostrado en los primeros días de enero, con el estallido de la crisis en la cuenca, que tiene como protagonistas fundamentales a los sindicatos y al Estado provincial, además de las empresas, que suelen sacar ventajas de un esquema así organizado. En efecto, la contracara del oligopolio disfuncional, con baja capacidad de regulación pública y control, es el drama de comunidades como Comodoro Rivadavia, cuyos trabajadores y ciudadanos se ven sometidos en forma permanente al chantaje. La fórmula de hierro es: o el Estado nacional subsidia a la exportación o se pierden miles de puestos de trabajo. Este cinismo institucionalizado, forma parte del juego perverso del sector y todos los actores, lamentablemente, lo juegan a sabiendas que, la solución que se obtenga, será tan sólo una reedición de un proceso productivo que se basa en la descapitalización y la transferencia de rentas permanentes. 

Ahora, las decisiones gubernamentales que han avalado la transferencia de subsidios a las empresas del sector, no han concluido en la problemática de la cuenca del Golfo. En efecto, entre marzo y abril de 2016, el Gobierno decidió “honrar” deudas que se arrastraban desde la gestión anterior, en concepto de los estímulos a la extracción de gas y petróleo ordenados a partir de programas como Gas Plus (vigente desde fines de 2008) y el denominado Plan Gas (vigente desde 2013), y el programa de estímulo a la extracción adicional de crudo, implementado en 2015. En el marco de estos programas, el Estado nacional reconoció una deuda por un total aproximado de 1.350 millones de dólares, que serán transferidos al sector a través de emisión de deuda pública. Téngase presente que el Plan Gas (vigente desde 2013), significó, por sí solo, la transferencia de más de

2.000 millones de dólares a las empresas productoras, las que, durante el trienio

2013-2015 han obtenido precios por el gas en boca de pozo que orillaban entre los 5 y los 7,5 dólares por millón de BTU. Estos son, precisamente, los precios que se han oficializado desde abril de 2016 con los fortísimos incrementos en las tarifas de gas natural, que superan el 300% promedio en todo el sistema. 

Por su parte, otra decisión vinculada a la política gasífera, ha sido la importación de gas natural desde Chile. La argumentación del Ministro de Energía y Minería Juan Aranguren tuvo en cuenta dos aspectos. Por un lado, la ya conocida carencia de oferta interna, que está en la base de la creciente importación de gas natural desde Bolivia y de gas natural licuado a través de las estructuras regasificadores en Escobar y Bahía Blanca, y, por el otro, la decisión estratégica de diversificar el origen geográfico de la importación de gas natural, de manera tal de reducir la vulnerabilidad y, con ello, el riesgo de estabilidad en los suministros, en un contexto de crecientes dificultades por la limitada capacidad estructural de la oferta gasífera.  

Ahora, más allá de la racionalidad de las argumentaciones, que pueden reputarse como aceptables dado el contexto descrito, lo que sí resulta difícil de comprender y justificar, es el hecho que estas importaciones han sido cerradas en valores que están entre los 6,9 y los 7,2 dólares por millón de BTU (unidad de medida empleada), cuando el gas licuado proveniente de las plantas de Escobar y Bahía Blanca se contrata en valores que  oscilan entre los 5,7 y los 6,8 dólares por millón de BTU, al tiempo que el gas natural que se importa de Bolivia, llega a valores inferiores, cercanos a los 3 dólares por billón de BTU. En tal sentido, el cuestionamiento más relevante que se puede hacer, está relacionado con el costo de oportunidad y pertinencia de convalidar precios mayores incluso al gas natural licuado y, además, 50% superiores al gas que se importa de Bolivia. Los argumentos oficiales se han centrado en que las autoridades bolivianas no podían hacer frente a una mayor oferta de fluido (actualmente, el 50% del total importado, unos 16 millones de m3 por día provienen del hermano país del altiplano) y, además, afirmaron que el precio remunerado por el gas adicional que se importa de Chile, debe ser comparado, en realidad, con el costo del gasoil importado, que se ubica en los 10,5 dólares por millón de BTU, y que se utiliza, íntegramente, para alimentar a las centrales térmicas que, en invierno, deben producir electricidad con combustibles líquidos como consecuencia de la falta de gas natural. Si bien estos argumentos, nuevamente, pueden resultar atendibles desde el frío análisis sectorial de las alternativas disponibles, es fundamental realizar un análisis integral de la problemática, lo cual nos permite observar que este tipo de medidas son coherentes con la sensible modificación de los precios remunerados a los productores de gas natural en el mercado interno que, desde el 1 de abril de 2016, reciben entre 5,5 y 7,5 dólares por millón de BTU, lo cual los pone en línea con los precios internacionales más altos y muy por encima de la alternativa más viable y menos costosa, el gas boliviano.^[9]    

Finalmente, en este escenario, nos preguntamos qué ha sido y qué será de Vaca Muerta, presentada como la nueva joya o tabla de salvación para el sector durante el último gobierno kirchnerista. En concreto, la referencia está fundamentalmente ligada al entorno de viabilidad económico-financiera que podría tener la explotación masiva del yacimiento, luego de los proyectos piloto llevados a cabo por YPF y Chevron desde 2013. Téngase presente que, en los últimos tres años, la extracción de shale oil en Vaca Muerta ha sido la “estrella” del proceso inversor liderado por YPF, a tal punto que, en 2015, el petróleo liviano extraído de Loma Campana promedió los 50.000 barriles por día, lo que lo convirtió en el segundo yacimiento en producción después de Cerro Dragón. Ahora, desde la coyuntura internacional de mediados de 2014, marcada por la sustancial baja de precios, el brillo de Vaca Muerta pareció deslucirse, más aún si se tiene en cuenta que el tipo de explotación no convencional requiere de horizonte de precios que estén por encima de los 70 dólares por barril para comenzar nuevos proyectos. Y es eso, precisamente, lo que está parado por esta coyuntura. Es decir, con estos valores cercanos a los 45 dólares por barril en el mercado externo, el petróleo liviano de Vaca Muerta no es negocio y sólo los proyectos piloto de YPF, ya en producción, pueden sostener la actividad con ciertos parámetros de rentabilidad. A su vez, no parece viable que los “precios protegidos” del mercado interno, puedan sostener en el tiempo un proceso masivo de inversiones en Vaca Muerta vinculados al shale oil, más aún si no hay un horizonte de recomposición de la actividad económica sostenido en el tiempo. Sin embargo, si se observa el caso del gas natural, las últimas decisiones del gobierno kirchnerista y el esbozo de medidas tomadas por la administración Macri, indican que hay una visión más o menos similar. Es decir, convalidación de precios ostensiblemente mayores para el gas natural, con el objetivo de incrementar la participación de este hidrocarburo en la oferta primaria de energía en los próximos años. Nuevamente, en este caso, el combo ideal sostenido por ambas administraciones, ha sido el de la transferencia de renta gasífera unida a subsidios a la extracción, en un contexto de falta de políticas de regulación integrales desde el Estado nacional y los Estados provinciales.  

V- El Ministro Aranguren. La continuidad del privilegio. Renta y subsidios. 

El Ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren- ex CEO de Shell hasta mediados de 2015- conoce como pocos el entramado de este esquema de funcionamiento del sector. En ese sentido, no es sorprendente que, desde el Gobierno nacional, se “combata” la concesión de subsidios destinados a los sectores populares y a las pequeñas y medianas empresas, al tiempo que se legitiman transferencias monstruosas desde el conjunto de la sociedad que, en el trienio 2013-2015, han superado la friolera de los 10.000 millones de dólares, si se tiene en cuenta a todo el sector petrogasífero.  

En este sentido, parece haber una continuidad pasmosa entre el gobierno anterior y la actual administración, que sigue convalidando estructuras de precios “criollas” que, bajo el pretexto de la preservación de las fuentes de trabajo, legitima las transferencias estructurales de toda la sociedad destinadas al sector hidrocarburífero. Como se manifestaba anteriormente, las perspectivas de 2016, implican que el total de transferencias entre los subsidios y el funcionamiento descrito de toda la cadena, orillen los 5.000 millones de dólares.  

En este juego de espejos, en el que tratamos de echar luz tanto sobre las características del funcionamiento del sector hidrocarburífero como sobre la dirección, alcance y naturaleza de las políticas públicas energéticas implementadas en los últimos años, parece haber un hilo conductor entre las administraciones kirchnerista y macrista, y que puede caracterizarse como la continuidad y consolidación de los procesos de apropiación de la renta de los hidrocarburos por parte del conglomerado de empresas del sector para fines que no permiten redireccionar el juego estratégico de la energía en pos de la recuperación de la planificación y regulación públicas para encarar una reconversión productiva que nos permita alumbrar otro modelo de desarrollo.  

Por su parte, otro de los aspectos inquietantes de la actual administración, es el hecho que las principales áreas de las políticas hidrocarburíferas y eléctricas, han sido ocupadas por dirigentes empresariales del mismo sector. Algunos de los casos más llamativos, han sido el del Secretario de Recursos Hidrocarburíferos, José Luis Sureda, quien proviene del sector gasífero de Pan American  Energy, mientras que David Tezanos- actual titular del intervenido ENARGAS-, fue, hasta enero de 2016, director general de Metrogás como funcionario del área de comercialización de gas natural de YPF S.A. El mismo Ministro Aranguren, ha asumido un cargo tan sensible desde la política pública, a sólo seis meses de haber dejado su cargo de CEO de la empresa Shell, con el agravante que posee más de 13 millones de pesos en acciones de la casa matriz de la mencionada empresa. Teniendo en cuenta todos estos antecedentes, no es extraño que, durante abril de 2016, el Ministerio de Energía haya avalado una licitación de ocho cargamentos de gasoil destinados al mercado interno, siete de los cuales fueron adjudicados- por un monto total de 130 millones de dólares- a la empresa Shell Western Supply and Trading^[10], que es la división internacional de la firma angloholandesa encargada de la comercialización de combustibles líquidos.    

En este contexto, sería interesante observar si las autoridades energéticas nacionales son capaces de poner en juego un aspecto de la problemática que nunca aparece, sugestivamente. Se trata, nada más ni nada menos, que lo que se denomina el riesgo empresario, que es el ethos del sistema capitalista. Pues, antes que discutir sobre lo evidente en un sistema capitalista, lo que aparece es el accionar casi faccioso para asegurar captación de utilidades, aún a costa de todos los ciudadanos.  

Y, si la filosofía económica liberal de la Administración Macri se cristaliza en un ejercicio sincero y coherente con el ideario, la no asunción de nuevos esquemas de subsidios a la exportación, debería tener la contracara del riesgo empresario: que sea, efectivamente, la rentabilidad de las empresas la que absorba la pérdida; por lo menos, una vez en la historia. O, en definitiva, ¿no tendrían ya demasiado premio si destinan una cuota del petróleo que se exporta a baja rentabilidad al mercado interno, donde le garantizan precios fabulosos, que son entre 30% y 50% superiores a los del mercado internacional?  

Y hacemos sólo esta pregunta, por no encarar otras, que nos llevarían a preguntarnos qué ha sido del proyecto para la construcción de una nueva destilería, justamente, en Comodoro Rivadavia, que esté en condiciones de procesar tipos de crudo más viscosos generando, con ello, más oferta interna para ser destinada a distintos usos. Claro, aquí hay un detalle: una planificación de ese tipo ha sido y es tachada, recurrentemente, como una salida ineficiente y onerosa por el esquema de poder que ostenta el control del sector hidrocarburífero. Ello será así dentro de la particular lógica de mercado que funciona en esta actividad en la Argentina. En este punto, vale un señalamiento importante. La empresa YPF S.A. tenía previsto acondicionar un sector de la refinería de La Plata- que es la que más crudo procesa en todo el país- para absorber una parte importante del crudo de la cuenca del Golfo San Jorge que hoy se destina a exportación. Este reacondicionamiento debería estar listo para julio o agosto de 2016, de forma tal que podría contarse con una alternativa que permitiría aumentar la oferta interna de combustibles al tiempo que se limitaría de manera significativa un negocio de exportación que no responde a los intereses estratégicos de nuestra industria hidrocarburífera.  

Finalmente, este ejemplo, como tantos otros, demuestra que si no logramos reinstalar fuertemente en el debate público el objetivo de recuperar renta, control y regulación por parte del Estado nacional asociado con los Estados provinciales, de modo tal que se logre una reconfiguración estructural del sector, estaremos destinados a escenarios de crisis más o menos abiertos, más o menos conflictivos, en función de las variables que se pongan en juego en cada coyuntura particular, sobre lo cual no tendremos más que márgenes de maniobra muy estrechos, debiendo optar entre lo menos malo y lo pésimo.  

De cara a esa búsqueda, proponemos, como epílogo de este trabajo,  algunos caminos de propuestas desde una visión integral de la política energética. 

VI-       Propuestas para una nueva política energética. Control de renta, diversificación de la matriz y modelo de desarrollo.  

A partir de lo expuesto, cualquier plan que se elabore a cualquier dimensión temporal, debe ser consistente con dos grades “avenidas estratégicas” que creemos deberían ser las autenticas políticas de Estado en la materia:  

• Diversificación de la matriz energética incrementando la participación de fuentes de energía renovables y mejorando los grados de eficiencia energética;
• La integración latinoamericana, tanto en la conformación de un sistema regional como en el desarrollo científico-tecnológico del mismo.

A partir de estas grandes líneas, planteamos escenarios a modo de propuestas iniciales de política pública en energía en el corto, mediano y largo plazo. 

VI a- Escenario de corto plazo:  creciente debate sobre el cambio del marco regulatorio para maximizar la apropiación estatal de la renta petrolera del sistema hidrocarburífero. 

En lo inmediato, y a partir de la recuperación por parte del Estado nacional y provinciales de un tercio de la renta petrolera potencial que la actividad de explotación hidrocarburífera genera en nuestro país a través de la expropiación y el control del 51% del paquete accionario de YPF S.A., es factible proponer un esquema de funcionamiento del sistema que permita morigerar los nocivos efectos de la pérdida del autoabastecimiento, con la consecuente profundización de la crisis.  

Para ello, es fundamental conocer la magnitud real de la renta petrolera total que el sistema hidrocarburífero genera en la actual coyuntura crítica de la Argentina, ya que la posibilidad de establecer nuevas reglas de juego en materia de regulación estatal en el subsector hidrocarburífero, va de la mano del sinceramiento del debate sobre qué tipo de modelo de desarrollo se pretende para la Argentina, a los efectos de salir del círculo vicioso de apropiación de rentas extraordinarias por parte de los sectores concentrados de la economía en los ciclos ascendentes de los esquemas de crecimiento de base extractivista, para luego caer en la ya conocida vulnerabilidad propiciada por la reaparición de la restricción externa, que se expresa en el cuello de botella de nuestra balanza de pagos. Si no se logra salir del esquema extractivismo-primarización-reforzamiento de la dependencia, y no se plantea desde el Estado nacional y los Estados provinciales un nuevo paradigma que ponga a la energía al servicio de la construcción de un modelo de diversificación productiva virtuoso, no podremos siquiera empezar a desandar un camino más sólido en materia de política energética.   

Cómo podría pensarse, entonces, un proceso que nos lleve a la maximización de las capacidades de intervención y regulación del Estado sobre estas rentas extraordinarias, de modo tal de capturar parte de los beneficios generados por los operadores del sistema, lo cual implica, simultáneamente, el cambio en las reglas de funcionamiento intersectorial entre los eslabones de la cadena hidrocarburífera. 

 Ciertamente, estos procesos no pueden encararse sólo en términos de acciones concretas en el aquí y ahora, por lo cual es determinante poner en marcha un amplio debate entre todos los sectores a los efectos de estudiar en profundidad los mecanismos de formación de precios en todos los eslabones de la cadena de hidrocarburos, como así también las rentas generadas en cada uno de ellos y la forma en que, desde YPF, se podría intervenir en una dirección que no termine por convalidar, permanentemente, mayo apropiación de renta vía legitimación de mayores precios de los combustibles, ya que el sector, altamente cartelizado y transnacionalizado, opera en términos del resguardo y el aumento de las tasas de ganancias en dólares, que es ni más ni menos que el funcionamiento estructural del sector hidrocarburífero en el mundo. ¿Se podrá generar la perspectiva de poner sobre la mesa el debate del modo de funcionamiento y apropiación de rentas de estos sectores? Es un desafío abierto y, desde mi punto de vista, es la madre de todas las batallas en el sector. 

Por otro lado, resulta fundamental encarar ciertos  procesos decisivos para conocer el cuadro de situación integral en todo el sector hidrocarburífero: 

En tal sentido, en el corto y mediano plazo, resulta fundamental encarar las siguientes medidas: 

• Una auditoría integral de reservas comprobadas de petróleo y gas en todas las cuencas productivas de la Argentina. Ello debe complementarse con una auditoría de pasivos ambientales y de los activos y estado patrimonial y de deudas de YPF

S.A. Todo este proceso debe ser monitoreado por la Auditoría General de la Nación y debe garantizarse la participación de todos los sectores políticos concernidos. 

• Una nueva ley de hidrocarburos que incluya una legislación integral, que regule aspectos claves como modos y características de los contratos, régimen económico de los hidrocarburos, control del Estado nacional compartido con las provincias en todos los eslabones de la cadena hidrocarburífera, efectivos mecanismos de sanciones ante incumplimientos contractuales y mecanismos de prevención de daños mediaombientales. Aquí debemos ser muy claros: la legislación actualmente vigente, aprobada a las apuradas en octubre de 2014, resulta ser un premio mayor para las grandes empresas del sector, a las que les asegura la continuidad de subsidios directos e indirectos que configuran privilegios inadmisibles, lo cual se acentúa aún más con las actuales condiciones de precios internos en dólares- que son un 60% mayores a las referencias internacionales- y los constantes aumentos de los combustibles, que han acumulado fuertes subas en los últimos cuatro años. 
• Creación de una Agencia Nacional de Hidrocarburos y Minerales que pueda actuar concretamente en los diversos eslabones de las cadenas productivas de los hidrocarburos y de la minería, a los efectos de controlar exhaustivamente no sólo los niveles de producción realmente existentes en las áreas extractivas- poniendo fin a la grave anomalía que implica que las empresas, a través de simples declaraciones juradas, sean las responsables de informar al Estado sobre los recursos que se extraen sin auditoría certera por parte del poder público-, sino los procesos de formación de precios entre los distintos eslabones de la cadena, el efectivo cumplimiento de los esquemas de inversiones comprometidos y los saldos comerciales realmente existentes.
• Amplio debate sobre los recursos no convencionales: en la actualidad, Loma Campana- el proyecto piloto que YPF puso en marcha junto con Chevron a mediados de 2013- es “el caso emblemático” y que se muestra en todo el mundo como el “renacimiento hidrocarburífero” de la Argentina. Ahora, esta alternativa productiva enfrenta dos grandes dificultades: el método de producción que se pretende utilizar masivamente- fracking- podría generar graves daños ambientales acumulativos, al tiempo que comporta crecientes grados de conflictividad social y, simultáneamente, estamos ante una coyuntura de precios internacionales deprimidos, que no hace viable la producción a gran escala de estas áreas no convencionales. Pero, en realidad, ¿tenemos estimaciones serias sobre estos recursos? ¿Lo pensamos, acaso, como una “nueva solución mágica” a los problemas de la pérdida del autoabastecimiento? ¿Conocemos las experiencias productivas y los impactos sociales y ambientales en los Estados Unidos, único país donde estas técnicas se han desarrollado a gran escala en las últimas tres décadas? Estas disyuntivas, dan para un largo debate y sería bueno propiciarlo.
• Fomento de las actividades de exploración en las cuencas productivas: YPF deberá llevar adelante un activo y renovado proceso de prospección y exploración de áreas actualmente no productivas en las cinco cuencas sedimentarias de la Argentina. Deben acentuarse proyectos de recuperación secundaria y terciaria de hidrocarburos, tal como YPF lo está haciendo.
• Proyectos de inversión fundamentales e integración energética: la conclusión del Gasoducto del Noreste (NEA) es fundamental, a los efectos de llevar gas natural por redes a la región mesopotámica y al noreste argentino.

VI b– Escenario de mediano plazo: asociaciones estratégicas. 

A partir del esquema de intervención propuesto, estimamos que es fundamental encarar un diseño de planificación de mediano plazo que permita la consolidación de alianzas estratégicas por parte de YPF con grandes empresas latinoamericanas del sector a los efectos de comenzar a operar sobre las vulnerabilidades vinculadas a una política de contingencia aún vigente en el sistema hidrocarburífero. 

En tal sentido, se abren perspectivas de cooperación sobre la base de los principios de complementariedad y reciprocidad, de modo tal que puedan elaborarse acuerdos que resulten mutuamente beneficiosos y que, de paso, coadyuven al fortalecimiento de un proceso de integración energética regional en el largo plazo. 

Se sugieren, en tal sentido, algunos caminos posibles: 

• Asociación estratégica con Petrobras: esquema de vinculación pensado en función de las capacidades tecnológicas de la empresa brasileña en la explotación offshore, en la perspectiva de la planificación de la exploración del frente marítimo.
• Asociación estratégica con PDVSA: maximización de la oferta potencial de petróleo en el mediano plazo y know how de la Argentina en materia nuclear.
• Asociación estratégica con Bolivia: maximización de la oferta potencial de gas y construcción de infraestructura de transporte, fraccionamiento y distribución de combustibles líquidos.

El caso del vínculo con Bolivia, en particular,  es fundamental de cara al futuro de las asociaciones estratégicas en materia energética. En efecto, no sólo puede trabajarse en una política gasífera común, sino poner en perspectiva el futuro estudio, sistematización y exploración conjunta de riquezas minerales como el litio a los efectos de generar procesos productivos con alto valor agregado y con impactos en la diversificación de la matriz energética. Ambos gobiernos han reafirmado sus compromisos en materia de integración binacional, a partir de la firma de acuerdos de interconexión eléctrica y en el ámbito de la medicina nuclear, lo cual indica que hay importantes perspectivas para avanzar.^[11] 

Asimismo, deben evaluarse escenarios de cooperación con Brasil en el offshore, más aún en perspectivas de la continuidad de la presencia colonial británica en Malvinas y en orden a consensuar una política común en el Atlántico Sur que pueda brindarle un horizonte a proyectos paulatinos de exploración y explotación conjunta en nuestras plataformas continentales, preservando criterios de accesibilidad y sostenibilidad medioambiental. 

VI c- El largo plazo: eficiencia y diversificación de la matriz energética 

Las problemáticas estructurales que afronta el sistema energético nacional y las profundas limitaciones a partir de la fuerte dependencia hidrocarburífera de la matriz energética, requieren de una planificación consistente por parte del Estado nacional y los Estados provinciales de cara al logro del gran objetivo de todo sistema energético en equilibrio: la diversificación de la matriz de  

generación de energía, orientada fundamentalmente al logro de metas/objetivos de crecimiento paulatino de la oferta de energía basada en recursos renovables. 

 Pensamos, en primer término, en la hidroelectricidad, que constituye, per se, una fuente de base en términos de la disponibilidad del recurso hídrico en la Argentina y en la tasa de utilización de esta alternativa.  

Por otro lado, se abre la perspectiva de la energía eólica, solar y biomasa, entre otras, vinculadas fuertemente al diseño de un sistema descentralizado de producción y gestión de la energía, que puede brindar soluciones sostenibles en el mediano y largo plazo en regiones periféricas del país. A su vez, estimular la investigación en biocombustibles conocidos como de segunda o tercera generación. 

Finalmente, la energía nuclear, que puede ser una alternativa de disponibilidad en términos de capacidad excedentaria de provisión de oferta energética y de reemplazo circunstancial y acotado de otras alternativas de base como la hidráulica o la térmica en la generación de electricidad en momentos en que el sistema deba requerir mecanismos fiables de sustitución por paradas técnicas de equipos. Aquí es importante tener en perspectiva el desarrollo de los reactores modulares de baja potencia- el modelo CAREM de 25MW de potencia instalada- pensados para la generación de energía eléctrica bajo esquemas descentralizados de producción, transporte, distribución y consumo. 

Por su parte, la búsqueda de la eficiencia en el uso de los recursos energéticos, está directamente relacionada con la problemática de la diversificación de la matriz. En efecto, se trata de una de las aristas centrales de los análisis de prospectiva que desde hace tres décadas aproximadamente han impactado en mayor o menor medida en la planificación de las políticas energéticas en los países centrales.  

Ahora, ¿cómo definimos la eficiencia y qué dimensiones involucra? La eficiencia energética es la capacidad que tiene el sistema para producir la misma o mayor cantidad de energía con un uso más racional, diversificado y sostenible. Ello impacta, directamente, en una variable crítica, que es la intensidad energética, que puede definirse como la relación entre el uso de recursos e insumos para la obtención de una determinada cantidad de energía. En efecto, se trata de producir la misma o mayor cantidad de unidades de energía, pero con un uso menos intensivo de petróleo, gas o carbón, es decir, de recursos fósiles. 

Asimismo, esta problemática implica, por lo menos, cuatro dimensiones fundamentales: 

• Uso racional de los recursos: no hay posibilidad de encarar políticas de eficiencia si no van de la mano de la internalización de una cultura de la racionalidad en los usos de la energía, tanto en los sectores industriales, comerciales, residenciales y de transporte.
• Sostenibilidad socio-ambiental: la búsqueda de la obtención eficiente de la energía implica la minimización de riesgos y daños al medioambiente, la elaboración de adecuados estudios de impacto ambiental y la adecuación de procesos industriales y productivos a los requerimientos de menor contaminación y emisión de gases contaminantes y optimización de los recursos vía procesamiento y reciclaje.
• Diversificación de fuentes: sólo puede sostenerse en el tiempo una política de eficiencia energética, si va acompañada de un proceso paulatino de diversificación de la matriz de generación de energía que incorpore los recursos renovables, tal como se comentó en el punto anterior.
• Acceso y políticas dirigidas a la demanda: una política energética basada en la eficiencia y el uso racional, implica asegurar el acceso igualitario a los bienes y servicios energéticos, al tiempo que se

promueve una cultura de la demanda basada en el ahorro energético, compatible con el sostenimiento del sistema en su conjunto.  

Por otro lado, ¿cuáles son las principales políticas a encarar y a qué sectores alcanzarían? 

El abordaje de la eficiencia y el uso racional de la energía debe ser completo y consistente. Así, deben encararse criterios de optimización en el uso de los recursos en las siguientes áreas: 

• Hábitat: estandarización de normas de usos finales más eficientes del gas y la electricidad, procesos de etiquetado de productos con garantía de menores emisiones, promoción de viviendas sostenibles con códigos de edificación que incorporen el uso de fuentes renovables para la generación de energía eléctrica y el calentamiento de agua y la cocción de alimentos (paneles solares térmicos y fotovoltaicos, geotermalismo, entre otros).
• Industrias y comercios: optimización de procesos industriales con el objetivo de lograr mayores estándares de reutilización de insumos y reciclaje de residuos orgánicos e inorgánicos (pequeñas instalaciones para la obtención de biogás a partir de desechos orgánicos, entre otras posibilidades), adecuación de las estructuras de las plantas fabriles y locales comerciales a las normas de uso racional y eficiente de la energía (uso de sistemas de iluminación y equipos más eficientes y amigables con el medio ambiente).
• Sector público: promoción de normas de uso racional y eficiente en los sistemas de iluminación de alumbrado público, en las oficinas gubernamentales municipales, provinciales y nacionales, criterios de armonización de normas y estándares de uso de productos y equipos en todas las jurisdicciones, fortalecimiento de los programas y fondos orientados a la eficiencia energética y al uso racional con el involucramiento de las áreas de planificación energética, económica y educativas de todas las jurisdicciones del país.
• Consumos residenciales: relanzamiento de los programas de uso racional y eficiente de la energía destinados a los hogares ( conocimiento de normas de etiquetado, equipos de iluminación más eficientes, control del consumo, entre otros aspectos), estudio integral de los subsidios destinados a la cobertura de los servicios públicos de gas y electricidad, con el objetivo de concentrarlos en los sectores de menores recursos de nuestra población, garantizando el acceso igualitario a los servicios pero también mayor equidad, bajo el principio progresivo de que el que más ingresos tiene, más paga.
• Transporte: incorporación de motorizaciones que promuevan el uso más eficiente de insumos con el doble objetivo de reducir los costos de utilización de combustibles de origen fósil y la intensidad de las emisiones contaminantes ( vehículos híbridos, eléctricos, entre otros), promoción de la multimodalidad en el transporte público, garantizando mejores servicios, acceso y uso a partir de inversiones públicas dirigidas a la racionalización del transporte de cargas y a la optimización de los servicios de trenes urbanos de pasajeros y de cargas ferroviarias.

En conclusión, a partir de todos los aspectos analizados, creemos que es fundamental luchar por la internalización de una fuerte cultura del uso eficiente, racional y responsable de los recursos, sin la cual, no será posible lograr buenos resultados en el mediano y largo plazo. 

Es hora de comenzar a actuar, en todos los planos y con perspectivas de corto, mediano y largo plazo, para recuperar nuestra soberanía energética, entendida como la capacidad de la comunidad para asegurar el suministro, estabilidad, acceso, sustentabilidad y aumento del margen de maniobra en un contexto de cooperación regional ampliada y profundizada a través de la integración energética y científico-tecnológica.      

Tabla 1. Evolución precios de los combustibles.  Período mayo 2012- enero 2017.  

Meses seleccionados. Valores para YPF. Promedios.  

Fuente: Secretaría de Energía de la Nación.  Vigencia de la rebaja del 5% en los precios de los combustibles decidida en diciembre de 2014. 

• (1) En el período comprendido entre mayo de 2012 y enero de 2016, el precio de la nafta super de YPF en los establecimientos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se incrementó un 237.5%.
• (2) En el período comprendido entre mayo de 2012 y enero de 2016, el precio del gasoil de YPF en los establecimientos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se incrementó un 220.5%.
• (3) En el período comprendido entre mayo de 2012 y enero de 2016, el precio del gasoil Euro de YPF en los establecimientos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se incrementó un 215.5%.
• (4) En el período comprendido entre mayo de 2012 y enero de 2016, el precio de la nafta Premium de YPF en los establecimientos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se incrementó un 229.5%.
• (5) El precio de referencia promedio de la nafta super, representaba aproximadamente 1,40 dólares por litro, luego de noviembre de 2015. Este precio era el más alto de la región luego de Uruguay.
• (6) El precio de referencia promedio de la nafta super, luego de la devaluación mayor al 35% de mediados de diciembre de 2015, representa aproximadamente 1 dólar por litro. Aún así, este precio sigue siendo uno de los más altos de la región, sólo superado todavía por Uruguay y casi en paridad con otros países como Chile o Paraguay.
• (7) Los aumentos sucesivos de marzo, abril y mayo de 2016, implican que el precio promedio de la nafta super se ubique por encima de 1 dólar, sólo superada por Uruguay en la región.
• (8) Luego del aumento promedio de 8% en enero de 2017, en abril se oficializó una retracción de precios por primera vez en años. Las naftas, en realidad, se contrajeron un 0,1%- lo que es lo mismo que decir que se mantuvieron en los precios de enero-, mientras que las variedades de gasoil registraron una baja del 2,6% promedio. En conclusión, en el período relevado- mayo de 2012/ enero 2017- los combustibles aumentaron en promedios que oscilan entre 245% y 267%.
• (9) En julio de 2017, las naftas aumentaron en promedio 7,2%- en buena medida como consecuencia de una depreciación cambiaria en el trimestre abril-junio que promedió un 6%- mientras que el gasoil aumentó un 6% promedio luego de una leve baja del 2,6% registrada en marzo pasado. Por ende, desde comienzos de 2017, las naftas acumulan un aumento del 15%-16% promedio, mientras que el gasoil acumula subas del 11%-12% promedio.