Los desafíos de la energía en Argentina: matriz energética, eficiencia energética, desafíos políticos y tecnológicos

El día 16 de agosto de 2016, al ser interrogado en la presentación de su informe de gestión por un plenario de comisiones de la Cámara de Diputados, el ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, afirmaba: “En estos doce últimos años, Argentina pasó de tener energía abundante, exportada y barata, a tener energía escasa, importada y cara”. El motivo que lo llevó a verse obligado a defender su gestión tan solo nueve meses después de haber asumido el cargo de ministro fue el controversial incremento en las tarifas de los servicios públicos (energía eléctrica, gas y agua).

Repasemos los acontecimientos previos. El Ministerio de Energía había declarado el 16 de diciembre de 2015 la emergencia del Sector Eléctrico Nacional. Meses después, se avanzó en una serie de incrementos tarifarios en un orden del 200% al 500%. Sin embargo, como consecuencia de un proceso acelerado y poco prolijo, con las primeras facturas se presentaron aumentos de hasta el 1.000% o 2.000%. Consecuentemente, los reclamos sociales y apelaciones judiciales no tardaron en llegar. Una vez finalizadas las audiencias públicas, los aumentos tarifarios pudieron ser aplicados. Para el 2017 las empresas están reclamando nuevos aumentos del orden del 30%.

La idea de que la Argentina fue, en alguna época, un país exportador y de abundante energía, pareciera sobrevolar aún en el imaginario colectivo. El gobierno actual utiliza este escenario, tanto para evaluar los resultados de gestión del Gobierno predecesor, así como para justificar sus propias políticas en materia energética. Resulta necesario indagar en la historia reciente y en los cambios estructurales que el sector hidrocarburífero nacional ha atravesado para comprender fielmente su complejidad, vislumbrar las particularidades del presente y observar claramente los cambios esperados a futuro.

Actualmente, la dependencia de hidrocarburos en la producción energética argentina es alarmante. La participación del gas natural en la producción de energía primaria supera el 50% mientras que la energía en base a petróleo contempla más del 30%. Juntos explican casi el 85% de la oferta energética local. Cuando analizamos los sectores consumidores de gas, a través de los flujos entregados a la red por tipo de usuario, encontramos que la generación eléctrica mediante usinas consume 33% de la producción de gas entregado en red y la industria 28%, explicando casi dos tercios del consumo total. Por su parte, el gas residencial absorbe 25% del total entregado volcado a la red.

Dos características son importantes para destacar. En primer término, que por su relación directa para con la generación eléctrica y su fuerte consumo por parte de la industria y los hogares, el sector de hidrocarburos pasa a ser parte inalienable de cualquier estructura de costos fijos. Este hecho lo convierte en un formador de precios de todos los sectores productivos, resaltando su carácter estratégico en la economía. En segundo lugar, resaltar que la férrea dependencia hidrocarburífera en la generación energética del país es consecuencia de un proceso extenso de deterioro, abandono y liberalización del sector que merece ser abordado.

De manera general, el proceso de transformación estructural gestado durante la convertibilidad tuvo dos implicancias directas para el sector de hidrocarburos. En términos teóricos, los hidrocarburos dejaron de ser concebidos como un recurso estratégico pasando a ser una mercancía más de la economía (commodity) vinculando su producción a los movimientos de la demanda nacional e internacional. En la práctica, este proceso de transformación estructural se materializó mediante la desregularización del sector. Tres características relevantes resumen la actitud de la oferta durante los años 90: una disminución del riesgo minero con el afán de disminuir los costos, una sub-exploración con el objetivo de incrementar las utilidades y una sobreexplotación impulsada por el incremento de las exportaciones.

En la posconvertibilidad, contrariamente al discurso habitual, no encontramos un cambio de rumbo mediato por parte de la oferta. Las mismas tres variables que la caracterizaron en la década del ’90 perduraron, al menos, hasta que el Poder Legislativo aprobara la ley donde se expropió parcialmente el patrimonio de la empresa YPF S.A. en mayo de 2012. No obstante, cabe resaltar la implementación del Plan Energético Nacional del 2004, orientado a diversificar la matriz energética, el cual retomaba el impulso a la energía nuclear (política que ya cuenta con la finalización y puesta en marcha de Atucha II y extensión de vida de la Central Nuclear Embalse), promovía las energías renovables a partir de los proyectos de instalación de parques eólicos y solares y además contemplaba la ampliación y/o construcción de nuevas centrales hidroeléctricas. Más allá de ello, podemos afirmar que ni la década de los ‘90 ni la posconvertibilidad supieron sentar las bases necesarias para desarrollar un sector hidrocarburífero sustentable.

En este contexto, además de la mencionada la expropiación de YPF fueron dos los factores principales que redefinieron y diferenciaron el sector energético de la post-convertibilidad con aquel del periodo anterior. A saber, el Plan Nuclear Argentino 2006 y la identificación del yacimiento Vaca Muerta.

En el año 2004, se ponía en marcha el denominado Plan Energético Nacional (PEN), que sostenía en sus raíces la necesidad de ubicar la energía al servicio del desarrollo industrial y la calidad de vida de la población. Como parte de los proyectos incluidos en el PEN se diseñó el Plan de Reactivación Nuclear con el objetivo de recuperar la generación nucleoeléctrica del país.

Nos referimos a recuperación nucleoeléctrica puesto que a partir de 1984 se gesta un proceso de vaciamiento en toda la cadena de producción que comprende a la industria nuclear. Basta recordar lo sucedido con el ambicioso Plan Nuclear Argentino aprobado por el decreto Nº 302/79 en febrero de 1979 que proyectaba la construcción de cuatro centrales nucleares de 600 MW de potencia, cuya primer central debía estar terminada para 1987 y la última construcción estaba prevista para 1997.

A su vez, la construcción de la primera central que comenzó en 1980 (Atucha II) no fue terminada y puesta en operación hasta 2014. Esto da las pautas que, a pesar de contar con un decreto y respaldo por las puestas en marcha y funcionamiento de Atucha I (1974) y Embalse (1983), el programa nuclear comenzó a declinar a partir de 1984.

Este proceso de declive que comprendió más de veinte años de vaciamiento de la industria nuclear, implicó que la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) quedara relegada principalmente a proyectos de investigación científica y determinó la creación de Nucleoeléctrica Argentina S.A. en 1994 como principal actor del sector. Finalmente, enmarcado en el PEN, surge el Plan de Reactivación Nuclear en 2006 buscando desarrollar nuevos proyectos y reactivar antiguos fijados en el mencionado decreto N° 302/79 pero que habían sido interrumpidos durante el proceso de vaciamiento.

Entre otras cosas, el plan comprendió la mencionada finalización y puesta en marcha de la Central Nuclear Atucha II, sincronizada a la red eléctrica en junio de 2014. También implicó la implementación del Proyecto Carem-25, que está gestionado por la Comisión Nacional de Energía Atómica y tendrá capacidad de generar 27 MW (lo que equivale a producir energía eléctrica para aproximadamente 100.000 habitantes). A su vez, proyectó la construcción de las nuevas Centrales Nucleares IV y V, donde la primera comprende una planta nuclear con reactor de tipo Candu (similar a la Central de Embalse) y la segunda una central nuclear de potencia con tecnología de uranio levemente enriquecido y agua liviana.

Un hito a destacar del Plan de Reactivación Nuclear fue comenzar con el ambicioso Proyecto de Extensión de Vida de la Central Nuclear de Embalse, el cual comprende la salida de servicio por dos años a los fines de realizar las tareas críticas que permitirán prolongar su vida útil y repotenciar la planta que pasará de generar 648 MW a 683 MW.

Actualmente, se encuentra en ejecución la fase tres y corresponde a uno de los proyectos más importantes de obra pública a nivel nacional. Gracias a él, la Central se mantendrá operativa por otros 30 años y permitirá la sustitución en el consumo de aproximadamente 1.000 millones de metros cúbicos de gas natural por año sin emitir gases de efecto invernadero.

La promoción de la política nuclear en el largo plazo implicaría una creciente demanda, participación y desarrollo tanto de proveedores locales como de técnicos e ingenieros argentinos. La participación creciente de la generación nucleoeléctrica en la matriz energética nacional contribuiría a moderar la histórica dependencia de los hidrocarburos.

Durante 2010 se comenzaba a vislumbrar la posibilidad concreta de perder el autoabastecimiento energético. En aquel entonces, las importaciones de gas eran una realidad en Argentina. En ese contexto inesperadamente se incorpora un nuevo vector a la ecuación energética nacional: la existencia de una prominente reserva de hidrocarburos no convencionales. La posibilidad de recuperar el autoabastecimiento energético renacía a la luz del yacimiento Vaca Muerta.

Extraer petróleo y gas con técnicas no convencionales tiene un costo superior al de la producción realizada con los tradicionales pozos verticales. Las formaciones como Vaca Muerta requieren perforar pozos a una gran profundidad y realizarse de manera horizontal, lo cual implica la utilización de una tecnología especial no producida en el país.

Sin embargo, la tecnología no es la única limitante, la incertidumbre geológica también juega un papel importante. En los yacimientos convencionales los fluidos se encuentran en trampas (una especie de fosa subterránea), lo cual permite determinar el volumen de gas y petróleo posible de extraer. Por el contrario, en los depósitos como Vaca Muerta, los hidrocarburos se encuentran dispersos en el subsuelo, razón por la cual se deben generar las trampas con explosiones y por medio de la fractura hidráulica, orientando la producción a gas o petróleo según las características del subsuelo a explotar. Este hecho dificulta aún más la estimación certera de los recursos de hidrocarburos disponibles.

En el caso puntual de Vaca Muerta, la Agencia de Información del Departamento de Energía de los Estados Unidos estimó que los recursos potenciales ascenderían a 27.000 millones de barriles de petróleo y 802 trillones de pies cúbicos de gas. Esto equivale a 11 y 64 años, respectivamente, de las reservas comprobadas para ambos hidrocarburos en el año 2013.

Cuando se lanzó el Plan Estratégico de YPF en 2012, el presidente y CEO de la compañía en aquel momento, Miguel Galluccio, dijo que se iban a necesitar US$ 37.000 M de inversión en cinco años para desarrollar Vaca Muerta. Las tres fuentes de financiamiento planteadas en aquel entonces fueron el aumento en el precio de los combustibles, la toma de préstamos en el mercado internacional y la inversión de petroleras extranjeras.

En la actualidad, grandes petroleras como Exxon, PAE, Petrobras, Shell, Total y Wintershall se encuentran desarrollando proyectos piloto de exploración en distintas áreas de Vaca Muerta. Sin embargo, solamente se encuentran en una etapa de desarrollo la producción en Loma Campana y un proyecto operado por YPF y DOW Chemical en el área de El Orejano. Respecto a la producción el gobernador de la provincia de Neuquén, Omar Gutiérrez, señaló que en la actualidad en Vaca Muerta se produce el 20% del gas y un 6% del petróleo de la producción total de la Argentina.

El sueño de Vaca Muerta se vio amenazado por un inesperado cambio de tendencia. En aquel entonces, un barril de petróleo con una cotización en torno de los US$ 100 hacia rentable la explotación del yacimiento. Este panorama cambió a fines de 2014 debido al aumento en la producción de los yacimientos no convencionales de los Estados Unidos, sumado a la producción récord en países de la OPEP, principalmente Arabia Saudita. La sobreproducción petrolera a nivel mundial resultante derrumbó el precio del barril de crudo por debajo de los US$ 50, dificultando la producción de gas y petróleo no convencionales.

En este escenario, para sostener la actividad petrolera y mantener los empleos en el sector el Gobierno de Cristina Kirchner acordó inicialmente en 2015 con las petroleras un precio interno para el barril de petróleo de US$ 77, que luego fue renegociado a la baja, estableciendo un nuevo precio de US$ 67. Actualmente, el gobierno de Mauricio Macri se encuentra en negociaciones con el sector petrolero para acercar el valor del barril interno a los precios internacionales, rondando un valor de US$ 50 en la actualidad.

Reducir el precio interno de referencia del petróleo tendría un doble impacto en términos de actividad económica. Por un lado, se estimularía una potencial baja en el precio de los combustibles, reduciendo los costos de transporte del conjunto de las actividades productivas. El aspecto negativo se encontraría en la posible reducción de las actividades de perforación en la zona, agravando la situación actual en la que empresas como YPF ya redujeron la cantidad de equipos en operación, con la consecuente reducción de empleos y la menor contratación de servicios petroleros asociados.

El principal desafío que implica Vaca Muerta en la actualidad sigue siendo atraer inversiones en un contexto de bajos precios del petróleo y, a la vez, reducir los costos de operación a medida que se incorporan nuevos conocimientos sobre las características geológicas de la formación. Además, si tenemos en cuenta que el monto de inversión anual necesario para sustituir importaciones de gas en al menos 75% alcanza unos US$ 10.000 M, se deberá contar indefectiblemente con la concurrencia del sector privado además de YPF. Repartir los costos monetarios y de aprendizaje, además del acceso al financiamiento de largo plazo son medidas necesarias para transformar el sueño en realidad.

Según lo manifestado por la Subsecretaría de Energía Nuclear, el objetivo es llevar la energía nuclear a un 11-12% de la matriz energética para los años 2025-2030". Un paso concreto para lograr esta meta, es el gran avance que tiene el Proyecto Extensión de Vida de la Central Nuclear de Embalse y en conjunto a esto la firma de la escritura por la compra y toma de posesión del predio en Lima, donde se construirá la cuarta central nuclear argentina, que brindara 700 megavatios al Sistema interconectado nacional. El terreno cuenta con una extensión de 110 hectáreas, y se sitúa en forma lindera a las centrales Nucleares de Atucha I y II. La obra demandará aprox. 5000 puestos de trabajo en forma directa a lo que se sumaran los empleos generados de manera indirecta. La tecnología utilizada será CANDU, similar a la Central Nuclear Embalse.

Al respecto de Vaca Muerta, persiguiendo los objetivos esgrimidos, los primeros días de enero 2017, el gobierno de Mauricio Macri firmó con el sindicato petrolero y las empresas un acuerdo por medio del cual los trabajadores resignan el cobro de las horas taxi (pago por traslados a los campos), limita el número de operarios por pozo y se reducen los tiempos muertos de producción. A cambio las empresas se comprometen a no despedir trabajadores y aumentar la inversión en los pozos. Por su parte, el gobierno se compromete a garantizar los precios mínimos para el gas en boca de pozo hasta 2020 y elimina las retenciones a las exportaciones de petróleo. Además otorga la posibilidad de aumentos en el precio de los combustibles al público en función de la variación de costos para compensar la reducción del precio sostén.

Consecuentemente, reformar y readecuar la política de subsidios energéticos aplicada durante los sucesivos gobiernos desde 2002 sigue siendo lo más urgente. Mientras perduraba el autoabastecimiento energético en base al consumo de reservas futuras, los subsidios no representaban un costo tan elevado en términos fiscales. Sin embargo, a medida que aquellas fueron reduciéndose y aumentaban las importaciones de energía (gas, principalmente) tanto en cantidad como en precio, el peso de los subsidios en el Presupuesto fue cada vez más relevante, representando una importante fuente del déficit fiscal.

De este modo, como afirmó el ministro de Energía meses atrás, efectivamente fuimos un país productor y exportador de hidrocarburos. Sin embargo, a diferencia de anhelar aquellos tiempos, la historia nos obliga a pensar que dichas cualidades fueron consecuencia de una lógica de explotación que nos llevó al caótico estado actual. Sería un grave error volver a mirar bajo una óptica netamente mercantil al sector de hidrocarburos. Contrariamente, la problemática energética argentina requiere de un plan nacional y sostenido en el tiempo que atienda emergencias tanto de corto como de largo plazos con el afán de lograr así la soberanía energética. Pero, al margen de ampliar la apuesta a las energías alternativas con el objetivo de diversificar, que no vuelva a emancipar al sector de su carácter estratégico.