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En los primeros ocho meses de 2011 se exportaron “combustibles y energía” por 4013 millones de dólares, 3 por ciento menos que un año antes, básicamente petróleo crudo, y se importaron por el rubro “combustibles y lubricantes” 6865 millones, 113 por ciento más que en igual período de 2010. Estas compras incluyen gasoil, gas natural licuado y fueloil, buena parte del cual se destina a la generación térmica de electricidad. El déficit energético salta a simple vista que superará los 3000 millones de dólares en el año.

El gas local hace tiempo que es escaso, lo que abrió las salidas de importar desde Bolivia más el complemento del gas licuado a través de los llamados buques metaneros. Junto a esta importación también aumentó fuertemente la de combustibles sustitutos del gas natural para la generación eléctrica, como fueloil, gasoil y carbón. En promedio, el precio de estos sustitutos es todavía mayor al del gas boliviano y el licuado. En 2010, por ejemplo, se importaron 1,67 millón de metros cúbicos de gasoil, 2,26 millones de toneladas de fueloil y alrededor de medio millón de toneladas de carbón. Calculados a los precios de la “Costa del Golfo de México” esto suma un total de 2316 millones de dólares sin contar transporte y costos de internación. En cuanto al gas, en 2010 se importaron 1518 millones de metros cúbicos desde Bolivia y 1653 millones de GNL por unos 800 millones de dólares.

Argentina, como se observa, se convirtió en importador neto de energía. Entre las razones se destaca el progresivo déficit de la oferta. Las causas de este déficit no deben buscarse solamente en la estrategia de los últimos ocho años, sino en la privatización del sistema en los ’90. El resultado visible es que no se incentivaron las inversiones necesarias para la expansión. Por el lado de la demanda la explicación unicausal es el crecimiento ininterrumpido del PIB desde 2002.

La reaparición del déficit convive con la renovada presión de las operadoras por mayores precios. Lo primero que aparece en la superficie es el cuadro tarifario, al que se lo compara con el del resto de la región, una comparación renga, pues muchos de los vecinos no son productores.

El lugar común es que los subsidios en las tarifas, al ser universales, llegan a todo el mundo, por ejemplo a los residentes de mayores ingresos; algo por cierto injusto, pero minoritario en el total y propio de cualquier subsidio universal. Abundan las anécdotas sobre las estufas y acondicionadores de aire que funcionan 24 horas y no falta quien introduzca el boom de los electrodomésticos. Todo suma. Se dice menos que la energía barata fue un componente clave del modelo de crecimiento, tanto por la mayor competitividad externa de las empresas locales, como por la mejora implícita del poder adquisitivo de los asalariados. Son temas de debate, pero explicar los problemas de oferta por la mucha demanda no parece lo más acertado. El exceso de demanda, si tal cosa existiera, podría en este rubro ser un problema ecológico, pero no económico.

Las firmas del sector explican, con otras palabras, que el problema es que la demanda no puede expresarse ante la existencia de problemas de mediación con la oferta. Es decir, por los precios recibidos por la energía que no incentivarían la inversión. Se trata de un sector en el que el grueso de las empresas son multinacionales, lo que significa que las inversiones locales deben competir con las del resto del mundo y tener una rentabilidad por lo menos similar. Esta lógica es el resultado directo de la privatización y resulta independiente de la riqueza del subsuelo. A las petroleras les da lo mismo extraer aquí o en cualquier otro lugar del mundo, puesto que todo es cuestión de márgenes de ganancia.

La propiedad estatal o privada, la naturaleza, magnitud y alcance de los subsidios son, en última instancia, materia opinable e ideológica. Los datos duros son otros:

u El primero, que un contexto dominado por el capital privado el precio recibido no alcanzó para incentivar inversiones.

u El segundo, que el sector público complementó gastando recursos multimillonarios para mantener bajas las tarifas, beneficiando a consumidores, pero también a la producción con combustibles y energía baratos.

u El tercero, la reaparición del déficit.

u El cuarto, quizás el más importante y del que menos se habla: los 3000 millones de dólares de déficit energético pueden ser una cifra casi marginal frente a exportaciones totales de 56.000 millones, pero no lo es tanto frente a un superávit comercial que se redujo a 7100 millones para el período enero-agosto, con una caída interanual del 23 por ciento. Dicho desde otra perspectiva, si se mantienen las tendencias actuales, el déficit energético puede contribuir a un horizonte de restricción externa.

Frente a estos cuatro “datos duros” (insuficiencia de inversiones, nivel de subsidios, déficit comercial sectorial y horizonte de restricción externa) debe contraponerse un quinto dato, aunque de naturaleza diferente. Si uno de los temas claves para la economía que viene es una sustitución de importaciones que permita mayor integración local y alejar la restricción externa, la tarea es relativamente fácil en materia de hidrocarburos, incluso bajo la lógica de mercado actual. Ello se debe a dos razones:

1. Si bien las reservas comprobadas tienen un presente de declinación, el país ocupa el tercer lugar mundial en recursos de “gas no convencional”, el gas de arcillas compactas o roca madre (shale) y el de arenas compactas (tight).

2. Están dadas las condiciones económicas para transformar esos recursos en reservas y extraerlas.

En las jornadas de Producción, Transporte y Tratamiendo de Gas realizadas a comienzos del pasado septiembre en Neuquén por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), se expusieron los costos de llegar a producir localmente buena parte de lo que hoy es necesario importar. Sobre datos de la perforadora Schlumberger, una de las principales del mundo, se destacó que en Estados Unidos se necesitaron entre 15 y 18 mil millones de dólares en cinco años para incrementar la producción en 2,64 TCF/año; lo que haciendo las cuentas da poco más de 77 millones de m3/día (1TCF = 28.300 MM m3). Para comenzar a producir la mitad, 38 MM m3/día, se necesitan en Estados Unidos 3400 millones y en Argentina se calcula entre un 30 o 40 por ciento más, hasta unos 4700 millones de dólares.

Es interesante comparar esta cifra, que por supuesto incluye el “costo argentino” y es susceptible de ser ajustada, con el déficit energético que muestra el balance comercial en los primeros ocho meses del año.

Luego viene la cuestión de cómo incentivar y acelerar estas inversiones. En las mismas jornadas del IAPG se destacó que con el actual precio de entre 5 y 6 dólares el millón de BTU bajo los programas Gas Plus, entre el 50 y el 55 por ciento de los proyectos resultan viables. Más si, como sucedió en muchas de las perforaciones realizadas, también se encuentra petróleo. El precio, entonces, no sería una limitación para acelerar. Quizás haga falta la lupa del Estado para ver los detalles y un abordaje más decidido de la administración nacional

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