Yearly: 2022

Página 38 La opinión de los CEOs

Pablo González (YPF), Ricardo Rodríguez (Shell), Javier Rielo (TotalEnergies), Ricardo Markous (Tecpetrol), María Tettamanti (Camuzzi), Oscar Sardi (TGS) Daniel De Nigris (Exxon), Andrés Gismondi (Vestas)

Página 58Un barquito sin timón. Por Gerardo Rabinovich

Página 62 La espera latente del sector energético. Por Julián Rojo

Página 64 Biojet: la próxima ola de innovación en biocombustibles. Por Agustín Torroba

Página 66 La transición de los entes reguladores o los entes reguladores para la transición. Por Mauricio E. Roitman

Página 70 Siete objetivos para una política de Estado. Por Asunción Arias y Gerardo Manhard 

Página 74 Año mundial . Por Carolina Sánchez

Página 78 Ahora sí, va en serio. Por Fernando Schaich

Página 82 El transporte eléctrico, un pilar para reforzar los recursos energéticos de Argentina. Por Oscar Dores

Página 84 Energías renovables: el camino hacia un perfil sustentable. Por Gustavo Castagnino

Página 88 Para crecer, Argentina necesita una política energética clara y consensuada. Por Gabriel Bornorini

Página 90 Vamos a seguir creciendo en 2023. Hacia las potencialidades de la matriz energética 2023. Por Mariano Humberto Bernardi

Página 102 Vamos a seguir creciendo en 2023. Por Cristian Marcelo Podesta

Página 106 Repasando el 2022

Por Julián Rojo *

El sector energético pasa por un momento que podemos llamar de espera latente. Esto es, con cierto optimismo, pero también con cautela ante los acontecimientos que se debe, fundamentalmente, a cuatro aspectos de la actualidad: un mundo en conflicto y cambiante, una macroeconomía doméstica deteriorada, una microeconomía que corre (casi) la misma suerte y la posibilidad cierta de un cambio de administración dentro de doce meses.

Desde el punto de vista económico, fuera de Argentina existen diversas realidades que van desde alta inflación, para estándares de países desarrollados, precios altos de la energía, temores de recesión generalizada, altas tasas de interés y ciertos cambios en los patrones de consumo energético observados principalmente en Europa que, en principio, podrían ser mayormente temporarios. En este sentido, es importante entender la diferencia entre nivel y variación en los precios energéticos. Mientras se ubican en niveles altos, principalmente el gas, lo cierto es que han dejado de crecer de manera violenta como sucedió desde finales de 2021.

El primer punto es, entonces, que el planeta se encuentra en un momento que puede definirse como “de incertidumbre, estancamiento en países desarrollados, inflación y precios altos de la energía”. Nótese la diferencia entre esta situación y un proceso de recesión con inflación.

Por el lado de la macroeconomía Argentina las pocas novedades no son del todo auspiciosas pero son novedades. Noticias consideradas buenas son, en realidad, acciones forzadas, y no del todo genuinas, por una situación de fragilidad que ya no puede sostenerse por demasiado tiempo. Además de ser, desde luego, políticas que el mundo ha adoptado desde hace décadas como deseables ante turbulencias económicas.

En particular, la referencia es hacia un aparente mayor control fiscal y al crecimiento moderado de la base monetaria, y de los agregados monetarios. Sin embargo, el gobierno se las arregla para emitir de manera no convencional (dólar soja, por ejemplo) y esconder algunas obligaciones fiscales bajo la alfombra (deuda de CAMMESA, por ejemplo). Quizás este último punto sea considerado auspicioso dado el pasado reciente. En este sentido, la macroeconomía del país podría pensarse como “lo suficientemente deteriorada para no tomar decisiones”, con un aporte importante del FMI en la dinámica.

Por el lado de la microeconomía hay algunas iniciativas que, aunque insuficientes, tienden a seguir el camino correcto. Podría decirse aquí que “la desconfianza reina pero no gobierna”. Si bien sigue el incumplimiento de contratos, que ya lleva 20 años, y la intervención injustificada e inconclusa de los entes reguladores, hay ciertas medidas que se asemejan al camino hacia una normalidad que quiebran solo un poco el modelo de congelamiento tarifario injustificado vigente entre 2003-2015 y 2019-2022. Entre ellas la celebración pronta de Revisiones Tarifarias Integrales, para la cual ya salieron las convocatorias a audiencias, y el comienzo de la aplicación de la segmentación tarifaria por niveles de ingreso que intenta acercar el precio que pagan los hogares por la energía al costo de generarla.

Es necesario un alto en el camino para concentrar el análisis en la política tarifaria actual que es ciertamente algo anárquica. Es cierto que la segmentación planteada es compleja de implementar y de entender, está plagada de inconsistencias, tiene errores de aplicación que ya han costado dichos, desdichos y contratiempos y no tiene en su diseño un mecanismo de coordinación federal para reducir asimetrías. Sin embargo, hay un punto importante que se debe resaltar: el esquema implica, aunque tímidamente, que los consumidores residenciales comiencen a tener noción del valor de la energía. Esto no sucederá en todos los segmentos, pero sí en aquellos donde pueden verse cambios en el patrón de consumo con mayor claridad.

Ante estos acontecimientos, que son muy escasos, es necesario responder una pregunta esencial ¿qué ritmo hay que seguir en materia de política tarifaria? Me aventuraré a asegurar que se debe descartar una política de shock tarifario, inmediata o no, por varios motivos. El primero es que el fallo CEPIS acota cualquier política de shock excesiva debido al establecimiento de jurisprudencia; el segundo es que se ha iniciado un aparente camino de normalización timorata que no es deseable detener aunque si corregir; el tercero es que no está tan claro que los precios internacionales de la energía, que determinan los costos, sigan escalando con la velocidad vista meses atrás, de manera que el “techo” dejaría de ser inalcanzable por los precios; y el cuarto es que una política de shock, además de aparentemente innecesaria, podría echar por la borda el frágil consenso de necesidad de continuar un proceso de normalización de tarifas.

En este sentido, dada las condiciones macro, es posible que el costo del capital no colapse en el corto ni en el mediano plazo con un eventual cambio de gobierno. Sí puede bajar, y eso es siempre deseable. Por otra parte, el crecimiento de los precios y tarifas domésticas de la energía medidos en dólares lograría achicar la cuenta de subsidios que, por otra parte, hoy son parcialmente convertidos en deuda. Con el costo de capital bajando, los precios que paga la demanda subiendo y un mejor marco regulatorio (aún en stand by) debería esperarse un proceso de inversión genuino.

Por el momento, todas estas iniciativas son insuficientes y contradictorias. Sin embargo, es un punto de partida que hay que corregir y profundizar con mayor precisión en todas sus dimensiones: mejorar el marco regulatorio, normalizar las instituciones intervinientes, cumplir con las Revisiones Tarifarias, gestionar la deuda oculta en gas y energía eléctrica y acercar el precio que paga la demanda al costo de la energía hasta tanto la situación socio-económica lo permita y con focalización en la demanda vulnerable.

Esta es la espera latente, un momento en el cual no es posible demorar decisiones en la política económica mientras a la vez asoman las atractivas propuestas de una posible próxima administración. Es también tiempo de iniciativas en la microeconomía que, aunque insuficientes y algo contradictorias, no dejan de ser interesantes.

Un cambio de gobierno por sí sólo puede mejorar expectativas, pero no serán de mucha utilidad si no existen decisiones concretas tomadas a la par. La espera latente, con cierto optimismo, solo puede capitalizarse positivamente si esas decisiones se efectivizan y mucho más positivamente si se logra un cierto consenso en la dirección que se debe tomar.

* Director del Depto. Técnico del IAE Mosconi

Por Asunción Arias * Por Gerardo Manhard **

El mundo está viviendo una nueva revolución, originada, entre otras causas, por el cambio climático como amenaza global. Son tantos los aspectos que componen y dan forma y contenido a esta revolución que nombrarla o caracterizarla implica una denominación tan extensa como sus componentes: revolución industrial, tecnológica, del conocimiento, energética, ecológica, ambiental, etc. Los actores públicos y privados mundiales tienen una gran responsabilidad en este momento histórico y es hacer de este proceso global, regional, nacional y local una oportunidad para el desarrollo integral de los estados y de todas las personas y comunidades. Los estados, en sus distintos niveles, impulsando y aplicando Políticas de Estado con altos grados de inclusión y desarrollo social y humano, y los particulares, en especial las empresas, haciendo las inversiones requeridas para dar concreción a este proceso. Toda revolución tiene que tener como centro y meta al ser humano y sus comunidades. 

Es un cambio de paradigma sin precedentes y uno de los ejes y componentes fundamentales es el energético, dada su correlación con el cambio climático y la desigualdad social. Nunca antes en la historia de estos procesos estuvieron tan interrelacionados los aspectos sociales, económicos, políticos, ambientales, ecológicos, tecnológicos, etc. con el eje energético. Tanto es así que desde el lado de la energía este proceso ha recibido el nombre de Transición Energética. 

La Transición Energética suele ser definida de un modo reduccionista como el conjunto de cambios en los modelos de producción, distribución y consumo de la energía para evitar las emisiones de gases de efecto invernadero. Por nuestra parte creemos que esa es solo la base y el punto de partida de un proceso que implica un cambio estructural en el eje energético y que tiene las condiciones propias para que la Transición Energética sea al mismo tiempo un proceso y un objetivo en sí mismo y, como dijimos, impulsando a los actores públicos y privados a participar con sus políticas y acciones públicas y privadas en el desarrollo de este proceso tan convocante. 

En este contexto, la Secretaría de Energía de Argentina ha picado en punta en relación a desarrollar y aplicar una Política de Estado en materia de Transición Energética a través de la Resolución 1036/2021 que aprobó el documento “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030”. 

Estos lineamientos son una verdadera Política de Estado y fijan seis objetivos de modo que el proceso redunde en una matriz energética inclusiva, dinámica, estable, federal, soberana y ambientalmente sostenible.

Transcurrido un tiempo de dicho documento, nos proponemos hacer una revisión de las líneas de acción propuestas señalando para cada una el objetivo de Política Energética y el compromiso de acción requerida a nivel de los estados y/o los particulares: 

• Eficiencia energética. Objetivo de Política Energética: reducción al 2030 a través del uso racional de la energía de hasta un 8,5% en el consumo de electricidad y gas y adoptar tecnologías para la reducción del gas metano, contribuyente al cambio climático. Compromiso de acción: por parte de los Estados Nacional y Provinciales, promover, desarrollar y aplicar los marcos regulatorios necesarios; y, por parte de los particulares, participación comprometida de los consumidores de todos y cada uno de los segmentos.

• Energía limpia en emisiones de gases de efecto invernadero. Objetivo de Política Energética: que la potencia instalada en generación eléctrica supere el 55% de generación de fuentes bajas en emisiones. Compromiso de acción: será clave el sector privado impulsando inversiones en fuentes bajas en emisiones, tanto renovables como  centrales a gas que desplacen la generación con líquidos.

• Gasificación. Objetivo de Política Energética: fomentar el consumo de gas que reemplace a los consumos con combustibles líquidos. Compromiso de acción: profundizar la política energética de desarrollo de Vaca Muerta por el lado de los Estados Nacional y Provincial, concluir en tiempo y forma el Gasoducto NK, y que el sector privado continue los procesos de inversión con los altos niveles de productividad que se van alcanzando.  Agregamos aquí como relevante el desarrollo del offshore con cumplimiento de los aspectos ambientales correspondientes. Gasificación para los mercados internos y externos, para que Argentina sea un actor clave en el nuevo contexto internacional. 

• Desarrollo de capacidades tecnológicas nacionales. Objetivo de Política Energética: promoción de los desarrollos científicos, tecnológicos y productivos. Compromiso de acción: por parte de los Estados Nacional y Provinciales, generar políticas apropiadas para el desarrollo y financiación; y, por parte de los particulares, participar activamente en este proceso y animarse a emprender.

• Resiliencia del sistema energético. Objetivo de Política Energética: garantizar una infraestructura capaz de enfrentar eventos climáticos extremos, tanto en las zonas urbanas como rurales. Compromiso de acción: ampliación de la red eléctrica y promoción de la generación distribuida. En este punto es clave avanzar con las obras del sistema de transmisión eléctrica prioritarias en extra alta tensión y las del denominado Plan Federal III. En este sentido, ha sido un paso muy importante el anuncio del avance de la obra denominada Alipiba II, ya que esta obra actuará como punta de lanza de la continuidad de las siguientes.

• Federalización del desarrollo energético. Objetivo de Política Energética: participación activa de las provincias en el desarrollo y concreción de los lineamientos para la transición, tanto en la fase de desarrollo como en la de concreción de los proyectos. Compromiso de acción: que los Estados Nacional y Provinciales generen las condiciones locales y provinciales para que el sector privado llegue con sus inversiones y desarrollos; y, asimismo, que las Provincias desarrollen y ofrezcan la infraestructura que propicie estas inversiones. Para dicha federalización del desarrollo energético resulta fundamental el planeamiento energético a nivel de cada Provincia e incluso por regiones, privilegiando y promoviendo el desarrollo federal y según las necesidades locales y regionales. 

• Estrategia nacional para el desarrollo del hidrógeno. Objetivo de Política Energética: el hidrógeno como nuevo vector energético usando principalmente el gas natural como materia prima y, en segundo lugar, otras fuentes renovables. Entonces aparece el gas como vector de esta Transición Energética. Compromiso de acción: inversión privada en estos desarrollos y acompañamiento de los Estados Nacional y Provinciales con los marcos regulatorios necesarios, con el desarrollo de la infraestructura, y con el diseño de políticas de fomento y promoción de la inversión en estos segmentos.

Respecto de la oferta de energía eléctrica, los Lineamientos establecen que la expansión del sistema eléctrico deberá realizarse sobre la base de tecnologías bajas en emisiones de carbono. Se plantean dos posibles escenarios para alcanzar en el 2030: el primero REN 20 que alcanza un 20% de generación renovable e implica mayores requerimientos de petróleo y gas natural (supone incorporar alrededor de 8.500 MW de nueva potencia instalada), el segundo REN 30 alcanzaría el 30% de participación de energía renovable teniendo mayor requerimiento de gas natural y menores requerimientos de petróleo (implica incorporar unos 11.800 MW).

Podemos observar que, dadas las inversiones necesarias para el cumplimiento de las metas planteadas, no solo el medio ambiente y el clima se beneficiarán de la Transición Energética, sino toda la economía. 

Especialmente se reducirá la dependencia de las importaciones de combustibles líquidos y gas natural, sustituyéndose paulatinamente por la creación de valor nacional en el área de las energías renovables. Además, se abrirán nuevas posibilidades de exportación y de creación de puestos de trabajo.

En este contexto, la Transición Energética en Argentina es la aliada principal del desarrollo de Vaca Muerta y de las energías renovables, y del avance de la energía eléctrica para satisfacer las necesidades de abastecimiento. De este modo, y tal como los Lineamientos intentan promover, la Transición Energética en Argentina es una nueva oportunidad para el desarrollo sustentable que nos convoca y nos impulsa a una respuesta activa y comprometida. 

* Consultora Senior de Dreicon y Presidenta de Enersus.
** Socio y Director de Dreicon.

Por Alejandro Monteiro*

La formación Vaca Muerta es una estructura geológica con una superficie de cerca de 30 mil km², que abarca parte del subsuelo de Neuquén, Mendoza, La Pampa y Río Negro, y que es parte de la Cuenca Neuquina, una de las seis que se encuentran en producción en nuestro territorio. 

Hablar de Vaca Muerta, es hablar de la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo no convencional. Y es uno de los pocos “proyectos” capaz de cambiar en gran parte, la realidad económica de nuestro país, garantizando el abastecimiento energético y consolidando un flujo de exportaciones y con esto, de divisas, que hoy nuestro país tanto necesita. 

Vaca Muerta tiene condiciones muy particulares: sus condiciones geológicas, sumado a una curva de aprendizaje muy acelerada, deviene en un recurso de calidad y altamente competitivo que se destaca a nivel internacional y es polo de atracción para las grandes compañías. Y esto se respalda, a nivel provincial, con acertadas decisiones políticas, leyes claras y precisas.  

Hoy, a nivel federal, no se discute el desarrollo de Vaca Muerta. Si bien puede haber matices en cómo hacerlo, todos entendemos la importancia de trabajar cada día para su consolidación y desarrollo y los resultados, están a la vista:  

Hoy, el petróleo no convencional representa el 89% de la producción petrolera neuquina. Y el petróleo neuquino a su vez, es el 48% del total del volumen de producción argentina. En el caso de la producción de gas no convencional, ya representa el 82% del total del gas que produce Neuquén, y el total de gas producido en Neuquén, alcanza el 64% a nivel nacional. 

Este nivel de producción nos permite pensar en un nuevo paso para Vaca muerta y Neuquén, y proyectarnos como una potencia exportadora, reemplazar las importaciones de Argentina, y garantizar que nuestros hidrocarburos lleguen a nuevos mercados. 

Vale destacar que en este 2022, se exportaron más de 17 millones de barriles de petróleo superando los 2000 millones de dólares. Y la exportación de gas explicó 5% de los volúmenes comercializados, valorizados en 298 millones de dólares.  Sin duda, nos encontramos ante un escenario prometedor por el cual debemos trabajar en cada uno de los eslabones de la cadena de valor; garantizar condiciones no solo de competitividad, sino favorables a la inversión y acelerar las obras de infraestructura: gasoductos, oleoductos, plantas de gas natural licuado (GNL) necesarias para desarrollar nuestros recursos.  

Hacer de Vaca Muerta una potencia energética de nivel mundial, es un objetivo y responsabilidad de todos.                                                               

* Ministro de Energía y Recursos Naturales del Gobierno de la Provincia del Neuquén

El Ministro de Energía y Recursos Naturales, Alejandro R. Monteiro, tiene 49 años. Nació en la ciudad de Cipolletti, en la provincia de Río Negro. Es licenciado en Economía. Se desempeñó como subsecretario de Fondos Públicos en el Ministerio de Economía bajo el actual gobierno de Omar Gutiérrez

Por Gabriel Bornorini *

Durante este año, a crisis internacional producto de la guerra entre Rusia y Ucrania, el desfasaje de los valores del petróleo a nivel internacional, regional y local, la incertidumbre económica, la inflación y una política energética errática, configuraron el escenario en el que desde Cecha (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de La República Argentina), trabajamos por defender y fortalecer el sector.

El 2022 estuvo marcado por el desabastecimiento de gasoil que afectó a toda la economía argentina, poniendo incluso en peligro la cosecha de soja y maíz durante la primera mitad del año. Aunque desde Cecha habíamos advertido al Gobierno sobre la posibilidad de que esto ocurra, no nos escucharon y tomaron medidas a modo de parche.

En este sentido, cabe mencionar también que, aunque en distintas instancias pudimos mantener reuniones de trabajo con algunos funcionarios del gobierno -incluida la Secretaría de Energía, Flavia Royón- para tratar distintas dificultades del sector, nuestras propuestas y vías de acción aun no fueron son llevadas a la práctica, pero no perdemos las esperanzas.

La política de precios de los combustibles es otra de las problemáticas que nos perjudican y visibilizamos desde Cecha: actualmente existe un desfasaje entre los precios internacionales y su valor de venta en el mercado local. Los precios no están ajustados a la inflación y esto pone en peligro la subsistencia de las estaciones: casi la mitad, no llega a vender el mínimo de 300.000 litros mensuales que necesita para alcanzar el punto de equilibrio, según el último informe del sector.

Por otro lado, durante este año también remarcamos la necesidad de modificar las condiciones de las ventas con tarjetas de crédito, en particular los plazos de acreditación y comisiones fijados por las emisoras de tarjetas de crédito. Actualmente las empresas emisoras cobran por las ventas operadas en estaciones de servicio hasta un 1,8 %, mientras que en los países limítrofes es de 0,5 %. Además, es necesario que el plazo de pago sea dentro de las 48 horas, al igual que sucede en países como Brasil, Chile y Uruguay. Hoy contamos con un fallo judicial favorable en primera instancia para la provincia de Santa Fe, logrado por FAENI -una de las principales Federaciones integrantes de CECHA- que podría ser tomado como modelo por los legisladores para promover la modificación de la ley de tarjetas.

Puertas adentro, a nivel de nuestra organización, también pudimos llevar a cabo reuniones de la comisión directiva en ciudades del interior del país como Paraná y Jujuy, con la participación de representantes de la mayoría de las provincias. Además, seguimos fortaleciendo nuestro trabajo con las petroleras, con las cuales mantenemos espacios comunes que nos posibilitan el contacto diario.

Las negociaciones paritarias también fueron un momento crítico, en el que nos encontramos con estaciones de servicio al límite de la sostenibilidad, ya que el congelamiento de precios, los costos fijos y los cupos de abastecimiento limitan las posibilidades económicas de la mayoría de las Pymes. Mantener las fuentes de empleo y otorgar una retribución digna para los trabajadores es uno de nuestros principales objetivos, por eso es esencial recomponer la rentabilidad de nuestra actividad y de todas las estaciones de servicio.

A futuro, nos preocupa la necesidad de sentar las bases de un proyecto energético que incluya a los combustibles, la electricidad y el gas. Las crisis pueden servirnos para dejar la grieta de lado, sentarnos todos los actores en una misma mesa y trazar un plan estratégico. Argentina tiene el potencial suficiente para crecer de manera sostenida, con metas a mediano y largo plazo, dejando atrás las medidas aisladas.

* Presidente de CECHA (Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina) y Presidente de FECAC (Federación de Expendedores de Combustibles y Afines del Centro de la República), esta última con asiento en Córdoba Capital.

Por Mariano Humberto Bernardi *

La planificación de la matriz energética, dentro de la difícil situación macroeconómica de la República Argentina, se ha ido organizando en un escenario complejo, pero también con potencialidades muy auspiciosas.    

Durante el año 2022, la formación de Vaca Muerta ha producido volúmenes récord de producción de gas, para el mes de julio, y con un crecimiento de exportaciones hacia la República de Chile.

La formación de Vaca Muerta también ha producido volúmenes récord de exportaciones de petróleo para septiembre de 2022.  

En este escenario los principales sucesos ocurridos fueron:

Mercado de los hidrocarburos

Régimen de Acceso a Divisas

El Decreto 277/20221 , de fecha 25/05/2022, aclaró en sus considerandos que “…es necesario generar mecanismos que abastezcan al sector de las divisas necesarias para que desarrollen las inversiones en el segmento de exploración y de explotación, de manera de incrementar la producción y resolver así la necesidad de autoabastecimiento local con la mayor celeridad posible”. 

Asimismo, el Decreto creó el “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) el “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN), cuya finalidad es permitir a las empresas productoras de hidrocarburos el acceso al Mercado Libre de Cambios (MLC)  para destinar al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

El Decreto 484/20222 , de fecha 12/08/2022, reglamentó lo establecido por el Decreto 277/2022 y mencionó que las personas que resulten beneficiarias del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) o del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN) y sus terceros asociados, podrán solicitar el reconocimiento de los beneficios correspondientes a partir del tercer trimestre de 2022, previo cumplimiento de los requisitos y dentro de los plazos que establezca la Secretaría de Energía, la cual validará, junto con las demás áreas competentes, el cumplimiento de dichos requisitos conforme el procedimiento que determine la Autoridad de Aplicación.

Zona Aduanera Especial / Nuevos Emprendimientos Hidrocarburíferos

La Resolución 625/20223, de fecha 11/08/2022, de la Secretaría de Energía, estableció los proyectos, que a los fines dispuestos por el Artículo 1° del Decreto N° 1.0494, de fecha 13/11/2018, serán considerados “nuevos emprendimientos hidrocarburíferos”. 

Dichos proyectos deberán cumplir con uno o más de los siguientes requisitos: a) comprometer una inversión mínima en proyectos costa afuera en áreas hidrocarburíferas de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas de Atlántico Sur y/o en las áreas adyacentes del Mar Territorial Argentino y el subsuelo de la plataforma continental de jurisdicción nacional conforme lo determinan las Leyes Nros. 26.197, 23.968 y 27.557, de dólares estadounidenses Doscientos Cincuenta Millones (USD 250.000.000) en un plazo máximo de cuarto (4) años, b) comprometer una inversión mínima en áreas hidrocarburíferas situadas costa adentro de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas de Atlántico Sur de dólares estadounidenses Diez Millones (USD 10.000.000) en un plazo máximo de cuatro (4) años, c) contemplar la incorporación y el desarrollo de reservas con la construcción de nueva infraestructura productiva, la ampliación de la capacidad de producción, compresión y tratamiento de plantas existentes o instalación de nuevas para el acondicionamiento necesario para el transporte y comercialización de la producción de petróleo y gas y d) involucrar el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos, se involucren en proyectos de industrialización y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.   

El Decreto 1049/2018 -Nuevos emprendimientos hidrocarburíferos- repuso los beneficios impositivos y aduaneros previstos en el Régimen Especial Fiscal y Aduanero de la Ley N° 19.640/19725  y sus normas complementarias, para la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, los cuales habían sido dejados sin efecto por el artículo 1° del Decreto 751/20126  -Régimen Especial Fiscal y Aduanero- para las actividades relacionadas con la extracción de petróleo crudo y gas natural, actividades de servicios relacionadas con la extracción de petróleo y gas, excepto las actividades de prospección y servicios geológicos y de prospección.

Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos

Fuente: https://www.facebook.com/YPFoficial/photos/710778232415580

La Resolución 655/20227 , de fecha 17/09/2022, de la Secretaría de Energía, estableció el otorgamiento a la firma Compañía de Hidrocarburo No Convencional Sociedad de Responsabilidad Limitada (CHNC S.R.L) los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los artículos 6° y 7° del Decreto 9298 , de fecha 11/07/2013, para el proyecto del área Loma La LataNorte/Loma Campana “Área Loma Campana”, ubicada en la Provincia del Neuquén.

La Resolución 779/20229 , de fecha 24/11/2022, de la Secretaría de Energía, también estableció el otorgamiento a la firma Petronas E&P Argentina S.A. los beneficios del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, establecidos en los Artículos 6º y 7º del Decreto Nº 929 de fecha 11 de julio de 2013, para el proyecto del “área La Amarga Chica”, ubicada en la Provincia del Neuquén. Por su parte, cabe recordar que el Decreto 929/2013 había creado el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales en el marco de las Leyes Nros. 17.319, 26.197 y 26.741.

El Decreto establecía que los sujetos incluidos en el  Régimen  Promocional gozarían, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el veinte por ciento (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del cero por ciento (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.

El volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por Proyecto y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado, de acuerdo al procedimiento que establezca la reglamentación.

Los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del cien por ciento (100%) de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del veinte por ciento (20%) de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de dólares estadounidenses un mil millones (U$S 1.000.000.000). 

Mercado del Petróleo Producción

La producción de petróleo logró en el tercer trimestre del año 2022 un aumento de 13,8 por ciento respecto del mismo período del año 2021 y alcanzó los 8.565 Mm310 .

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la Provincia de Neuquén informó que la producción de petróleo, en el mes de octubre de 2022, llegó a los fue de 303,04 miles de barriles por día, convirtiéndose en el mayor volumen registrado en los últimos 23 años. Éste representa un aumento del 3,9 por ciento respecto a septiembre; y un 32,16 por ciento más que octubre de 2021. Además, la diferencia en la producción acumulada respecto al año pasado es un 39,2 por ciento11.

Exportaciones

En el mes de septiembre de 2022, se registró el volumen récord de exportaciones de petróleo de Vaca Muerta ya que se comercializaron 2,6 millones de barriles de petróleo, equivalentes al 30 por ciento de la producción provincial, por cerca de 220 millones de dólares a un precio promedio que rondó los 85 dólares por barril12 .  

Asimismo, hubo un crecimiento de los envíos de gas a Chile, el cual, junto al crudo, generaron, durante los primeros nueve meses de 2022, exportaciones de hidrocarburos por u$s 1.500 millones, un 460 por ciento más que en el mismo periodo de 2021. 

Infraestructura

La Resolución 643/202213 , de fecha 13/09/2022, de la Secretaría de Energía, prorrogó a partir del 14 de noviembre de 2027, y por el plazo de diez años, la Concesión de Transporte de los Oleoductos troncales de acceso a Allen y el Oleoducto Allen-Estación Puerto Rosales de titularidad de Oleoductos del Valle Sociedad Anónima y su respectiva ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández.

Mercado del Gas

Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028.

El Decreto 730/202214 , de fecha 03/11/2022, sustituyó el artículo 2° del Decreto 892/202015 , de fecha 13/11/2020, el cual aprobó el “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” y aprobó el “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028”.

El Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras, prestadoras del servicio público de distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa de las empresas productoras de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA). 

Asimismo, se faculta a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía a instrumentar el esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de referencia de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), aplicable a los contratos o acuerdos de abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco del Plan, y que garanticen la libre formación y transparencia de los precios conforme a lo establecido en la Ley Nº 24.076.

El Esquema, entre sus principales pautas aclara: a) volumen: será establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la demanda y conforme la capacidad de transporte. Podrá ser ampliado para los sucesivos períodos y/o para los volúmenes a incluir en los plazos que eventualmente se extienda el plan, b) plazo: se extenderá hasta el año 2028 inclusive, el cual podrá ser ampliado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en función de la evaluación de la situación en el mercado de gas, c) exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme durante el período estacional de verano y/o de invierno, sobre la base de las estimaciones de oferta y demanda que efectúe la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía,  d) precio mínimo de exportación: la Autoridad de Aplicación establecerá en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las autorizaciones de exportación. Dicho precio constituirá el pecio comercial razonable conforme a lo dispuesto en el artículo 6° de la Ley N° 17.319 y e) procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de concurso público, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.      

La Resolución 770/202216 , de fecha 11/11/2022, de la Secretaría de Energía, en sus considerandos aclaró que “a efectos de lograr la máxima coordinación con los contratos aún vigentes celebrados en el marco del mencionado Plan Gas.Ar, resulta necesario incorporar disposiciones que permitan amalgamar los contratos, compromisos de producción e inyección asumidos en el marco de las instancias celebradas anteriormente, instrumentando un procedimiento de oferta y competencia de precios, a efectos de adjudicar volúmenes de gas natural provenientes de todas las cuencas productivas del país…”.

El Anexo I -Pliego de Bases y Condiciones- de la Resolución menciona la Ronda 4 -Cuenca Neuquina-: 

El Concurso Público Nacional tiene por objeto:

a) Ronda 4.1: la extensión de los compromisos asumidos por los adjudicatarios en la cuenca Neuquina en el marco de:

i. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda #1 – Concurso Público Nacional -Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”. 

ii. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda #3 – Concurso Público Nacional – Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, 2024”. 

b) Ronda 4.2: la adjudicación de los siguientes volúmenes de gas natural en la cuenca Neuquina:

i. “Gas Plano Julio”: Volúmenes Base de acuerdo con lo dispuesto por el Punto 4.45 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta ONCE MILLONES DE METROS CÚBICOS (11.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de julio de 2023 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;

ii. “Gas Plano Enero”: Volúmenes Base de acuerdo con lo dispuesto por el Punto 4.45 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta TRES MILLONES DE METROS CÚBICOS (3.000.000 m3) por día para el período comprendido entre el 1° de enero de 2024 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;

iii. “Gas de Pico 2024”: Volúmenes del Período Estacional de Invierno Adicional, según lo dispuesto por el Punto 4.47 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2024 a 2028, ambos inclusive;

iv. “Gas de Pico 2025”: Volúmenes del Período Estacional de Invierno Adicional, según lo dispuesto por el Punto 4.47 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, por hasta SIETE MILLONES DE METROS CÚBICOS (7.000.000 m3) por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2025 a 2028, ambos inclusive;

Todo ello conforme el Anexo VIII -Propuesta Económica- (Pliego).

El Anexo II -Pliego de Bases y Condiciones- menciona la Ronda 5 -Cuencas Austral y Noroeste-: 

El Concurso Público Nacional tiene por objeto:

a) Ronda 5.1: la extensión de los compromisos asumidos por los adjudicatarios que realizaron ofertas en Chubut (CHU) y Santa Cruz (SC) en el marco de los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional “Ronda 1 – Concurso Público Nacional – Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino–Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024”, todo ello conforme al Anexo VIII -Propuesta Económica- Ronda 5.1 (Pliego). 

b) Ronda 5.2: la convocatoria a productores a presentar proyectos de Gas Incremental en las cuencas Austral y Noroeste, en el marco de un Plan de Actividad Incremental, tal cual lo definido en los Puntos 4.15 y 4.26 del Anexo del Decreto N° 892/2020, sustituido por el Decreto N° 730/2022, todo ello conforme al Anexo IX -Plan de Actividad Incremental-, (Pliego).

Producción

La producción de gas natural se incrementó 5,2 por ciento en relación con el igual segmento del año 2021 y alcanzó 139,2 MMm³/día promedio17 .

La producción de gas de la Provincia de Neuquén, en el mes de octubre de 2022, fue de 83,84 millones de m³/d, un 3,26 por ciento menor que septiembre, aunque un 8,84 por ciento por encima de octubre de 202118 .

Exportaciones

Las exportaciones de gas de la Provincia de Neuquén alcanzaron los 188 MMm3, aproximadamente 6,08 millones de m3 (MMm3/d), los cuales representaron el 8 por ciento de las ventas de gas. El precio promedio es de 7,99 USD/MMBTU para estos envíos, alcanzando un valor cercano a los 53 millones de dólares19 . 

Por otra parte, la Resolución 774/202220 , de fecha 16/11/2022, de la Secretaría de Energía, sustituyó el Anexo aprobado por el artículo 1° la Resolución 360/202121 , de fecha 23/04/2021, de la Secretaría de Energía, por el Anexo que aprueba el “Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural”.

El Anexo aclara que “las autorizaciones de exportación serán otorgadas en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno…” y que “la Autoridad de Aplicación realizará, en forma previa al otorgamiento del permiso correspondiente, un análisis integral y sistémico de las condiciones de funcionamiento del mercado interno, a efectos de corroborar que la demanda interna sea suministrada de manera eficiente y velar por la seguridad de su abastecimiento en cada caso. Realizado dicho análisis, en el que se determinará el cumplimiento de los requisitos precitados en relación con las exportaciones firmes y/o interrumpibles, no podrán volver a revisarse, una vez otorgada su autorización, para el caso de las autorizaciones en firme. Sin perjuicio de ello, la Autoridad de Aplicación podrá atender puntualmente cuestiones excepcionales (caso fortuito o fuerza mayor) que signifiquen un impacto en el abastecimiento”.

Infraestructura

La Resolución 67/202222 , de fecha 07/02/2022, de la Secretaría de Energía, declaró  de Interés Público Nacional la construcción del “Gasoducto Presidente Néstor Kirchner” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural en la República Argentina; que transportará gas natural con punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del Neuquén, atravesando las Provincias de Río Negro, La Pampa, pasando por Saliqueló en la Provincia de Buenos Aires, hasta las proximidades de la Ciudad de San Jerónimo, en la Provincia de Santa Fe, así como sus obras complementarias, y la construcción de las obras de ampliación y potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.

Además, creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía.

Mercado Eléctrico

Descarbonización del sector eléctrico

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó una línea de crédito condicional por US$1.140 millones para proyectos de inversión, a fin de promover la descarbonización del sector energético en Argentina23 . 

Como parte de la línea de crédito se aprobó una primera operación de US$ 200 millones del BID, la cual contará con un aporte adicional de 100 millones de euros de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y otros 100 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

El objetivo es contribuir a la descarbonización del sector eléctrico a través de la disminución de los gases de efecto invernadero (GEI) y al desarrollo humano mediante la modernización y ampliación de los sistemas de transporte de energía eléctrica localizados en distintas provincias del país.

Comercialización de Energía Renovable

La Resolución 370/202224 , de fecha 13/05/2022, de la Secretaría de Energía, incorporó el “Mecanismo de Comercialización de Energía Eléctrica de Fuente Renovable para Distribuidoras” como Anexo II de la Resolución 281/201725, del ex Ministerio de Energía y Minería, la cual aprobó el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable.

El alcance del Mecanismo se limita a la comercialización de energía eléctrica de fuente renovable entre Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución con Agentes Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores en el marco de las Transacciones Económicas del MEM.

Los Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución podrán suscribir Contratos de Abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con Generadores o Autogeneradores del MEM para abastecer a sus clientes declarados como Grandes Demandas -con consumos mayores o iguales a trescientos kilovatios (300 KW)- denominados GUDIs.

Las condiciones contractuales -duración, prioridades de asignación, precios y demás condiciones- podrán ser libremente pactadas entre partes (Generador/Comercializador y Distribuidor).

Infraestructura

El 21 de julio de 2022 se cumplió el plazo para la recepción de proyectos correspondiente a la Convocatoria a interesados a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red, para la cual se presentaron más de 480 proyectos para el desarrollo de los “Mercados Eléctricos Regionales” 26.

Dichos proyectos de infraestructura deben orientarse a disminuir y/o eliminar restricciones de abastecimiento y/o reducir el requerimiento de generación y/o importación forzada y/o diferir las necesidades de obras de infraestructura, en el marco de la implementación de la Resolución 330/202227, de fecha 06/05/2022, de la Secretaría de Energía.

La Resolución 330/2022, de fecha 06/05/2022, de la Secretaría de Energía,  convocó a los interesados a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar integralmente proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar Generación Renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red con cuyo aporte disminuya y/o elimine restricciones de abastecimiento y/o reduzca el requerimiento de generación y/o importación forzada y/o difiera las necesidades de obras de infraestructura, para contribuir a una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y al aumento de la confiabilidad en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), a la vez que promuevan una articulación productiva provincial y regional. 

El gobierno recibió 491 manifestaciones de interés por un total de 14418 MW en múltiples zonas del país, sólo se tendrán en cuenta aquéllos con capacidad inferior menores a 90 MW (453 MDI por 6117 MW)28.

Plan Nacional de Adaptación y Mitigaciónal Cambio Climático al 2030

El 1 de noviembre de 2022 se presentó el Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático al 2030, el cual sintetiza las políticas del país para limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y generar respuestas coordinadas que se adapten a los territorios, ecosistemas, sectores y comunidades vulnerables frente a los impactos del cambio climático29.

Marco regulatorio para la promoción del Régimen Nacional de Producción de Hidrógeno

La Ley 26.123/200630 , declaró de interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía.

Asimismo, también declaró que el régimen dispuesto por la presente ley tendría una vigencia de quince años a contar desde el ejercicio siguiente al de su promulgación, por lo que llegó a su fin en el año 2021 y además nunca fue reglamentada.    

En la actualidad una versión del proyecto para la promoción del Régimen Nacional de Producción del Hidrógeno se encuentra ingresado en el Congreso de la Nación e incluye la producción de hidrógeno a partir fuentes renovables.

Por otra parte, el ministro de Economía Sergio Massa quiere que el proyecto de ley de hidrógeno verde ingrese por diputados, antes del mes de diciembre, ya que quedan pocos días de sesiones y si no permanecería postergado para el año próximo31.  

Conclusión

La matriz energética se modela a partir de distintas variables: la calidad y la eficiencia institucional alcanzada, la estructuración del mercado que imprimen las regulaciones y la estabilidad de los marcos regulatorios, los incentivos a la inversión y a la competencia, la cantidad y cualidad de los inversores, la infraestructura desarrollada y la interrelación con el marco macroeconómico. 

En este sentido, los próximos desafíos pondrán foco en: 

La creación de un marco regulatorio adecuado para la promoción del gas natural licuado y su cadena de valor asociada que permita consolidar a la República Argentina como un país exportador de GNL a gran escala.

El marco normativo debería contemplar un esquema de inversiones que también permita el desarrollo de proyectos para tratamiento, transporte y licuefacción y posterior comercialización de gas natural licuado y la posibilidad de otorgar permisos de exportación en firme y a largo plazo, a fin monetizar los recursos gasíferos de la formación de Vaca Muerta, con la consecuente sustitución de importaciones y el acceso de divisas hacia la República Argentina. 

Los campos maduros que conservan posibilidades de crecimiento relacionadas con la productividad y la eficiencia a partir de la implementación de la recuperación terciaria y el “Proyecto de Offshore en el Mar Argentino” como oportunidad de desarrollo para la producción de petróleo.   

La posibilidad de realizar los contratos de cuatro años del Plan Gas a contratos de largo plazo, circunstancia que permitiría la atracción de inversiones hacia el interior de la matriz, creando un escenario con nuevos desafíos y oportunidades. 

Los planes de inversión que permitan realizar las ampliaciones en infraestructura y solucionar “los cuellos de botella” en el transporte de petróleo, gas y electricidad y la construcción de terminales para exportación.  

Las inversiones en infraestructura demandan tiempos previos de negociación y acuerdo político-institucional, el desarrollo de procesos eficientes de ingeniería de mercado por parte del Estado y con altos niveles de consenso, que permitan trascender las administraciones de gobierno para transformarse en políticas de estado a largo plazo.   

* Abogado, Magister en Derecho y Economía, Especialista en Derecho del Petróleo y del Gas. Estudio Bernardi Y Asociados Abogados www.bernardi-asociados.com

1 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 277/2022. Disposiciones. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 28 de mayo de 2022.

2 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 484/2022. DCTO-2022-484-APN-PTE – Decreto N° 277/2022. Reglamentación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de agosto de 2022.

3 Argentina Secretaría de Energía. Resolución 625/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de agosto de 2022.

4 Argentina. Hidrocarburos. Decreto 1049/2018. DECTO-2018-1049-APN-PTE – Nuevos emprendimientos hidrocarburíferos. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 14 de noviembre de 2018.

5 Argentina. Poder Legislativo. Ley 19640/1972. Eximese del pago de todo impuesto nacional que pudiere corresponder por hechos, actividades u operaciones que se realizaren en el Territorio Nacional de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur. Dictando normas al efecto. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, dos de junio de 1972.

6 Argentina. Régimen Especial Fiscal y Aduanero. Decreto 751/2012. Déjanse sin efectos los beneficios impositivos y aduaneros para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina, 16 de mayo de 2012.

7 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 655/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 20 de septiembre de 2022.

8 Argentina. Soberanía Hidrocarburífera. Decreto 929/2013. Créase el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 15de julio de 2013.

9 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 779/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 28 de noviembre de 2022.

10 La producción de petróleo creció más de 13% en el tercer trimestre y 5,2% la de gas, Telam, 17 de noviembre de 2022 disponible en https://www.telam.com.ar/notas/202211/611290-petroleo-produccion-energia.html (último acceso 01/12/2022).

11 Vaca Muerta sigue rompiendo récords de producción de petróleo, en Ministerio de Energía y Recursos Naturales – Gobierno de la Provincia del Neuquén, 18 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energianeuquen.gob.ar/vaca-muerta-sigue-rompiendo-records-de-produccion-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).

12 Navazo, Cristian: “Vaca Muerta genera dólares con un nuevo récord de exportaciones de petróleo”; en patagoniashale.com.ar, 06 de noviembre de 2022 disponible en https://patagoniashale.com.ar/vaca-muerta-genera-dolares-con-un-nuevo-record-de-exportaciones-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).

13 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 643/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 14 de septiembre de 2022.

14 Argentina. Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024. Decreto 730/2022. DECNU-2022-730-APN-PTE – Decreto N° 892/2020. Modificación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 04 de noviembre de 2022.

15 Argentina. Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024. Decreto 892/2020. DECNU-2020-892-APN-PTE – Aprobación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 16 de noviembre de 2020.

16 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 770/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 14 de noviembre de 2022.

17 Ob. Cit., La producción de petróleo creció más de 13% en el tercer trimestre y 5,2% la de gas, Telam, 17 de noviembre de 2022 disponible en https://www.telam.com.ar/notas/202211/611290-petroleo-produccion-energia.html (último acceso 01/12/2022).

18 Ob. Cit., Vaca Muerta sigue rompiendo récords de producción de petróleo, en Ministerio de Energía y Recursos Naturales – Gobierno de la Provincia del Neuquén, 18 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energianeuquen.gob.ar/vaca-muerta-sigue-rompiendo-records-de-produccion-de-petroleo/ (último acceso 28/11/2022).

19 Ob. Cit., Navazo, Christian: “Vaca Muerta genera dólares con un nuevo récord de exportaciones de petróleo”; en patagoniashale.com.ar, 06 de noviembre de 2022 / (último acceso 30/11/2022).

20 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 774/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 17 de noviembre de 2022.

21 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 360/2021. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 27 de abril de 2021.

22 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 67/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 09 de febrero de 2022.

23 El BID aprobó un crédito de US$ 1.140 millones a la Argentina para avanzar con la descarbonización del sector energético, en EconoJournal, 27 de julio de 2022, disponible en https://econojournal.com.ar/2022/07/el-bid-aprobo-una-linea-de-credito-de-us1-140-millones-a-argentina-para-la-descarbonizacion-del-sector-energetico/ (último acceso 30/11/2022).

24 Argentina. Secretaria de Energía. Resolución 370/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires Argentina 16 de mayo de 2022.

25 Argentina. Ministerio de Energía Y Minería. Resolución 281-E/2017. Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable. Aprobación. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 22 de agosto de 2017.

26 Se presentaron más de 480 proyectos de infraestructura para el desarrollo de los Mercados Eléctricos Regionales, 25 de julio de 2022, disponible en https://www.argentina.gob.ar/noticias/se-presentaron-mas-de-480-proyectos-de-infraestructura-para-el-desarrollo-de-los-mercados-0 (último acceso 30/11/2022).

27 Argentina. Secretaría de Energía. Resolución 330/2022. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aires, Argentina 09 de mayo de 2022.

28 Medinilla, Matías: “La Secretaría de Energía finalmente confirmó licitación de renovables en puerta” en EnergíaEstratégica, 11 de noviembre de 2022 disponible en https://www.energiaestrategica.com/la-secretaria-de-energia-finalmente-confirmo-licitacion-de-renovables-en-puerta/ (último acceso 02/12/2022).

29 Acción climática: Argentina avanza con su estrategia nacional 2030 a 2050 contra el cambio climático | Argentina.gob.ar (último acceso 30/11/2022).

30 Argentina. Poder Legislativo. Ley 26123/2006. Declárase de interés nacional el desarrollo de la tecnología, la producción, el uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía. Política Nacional. Objetivos. Sujetos. Autoridad de Aplicación. Infracciones y Sanciones. Créase el Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno. Régimen Fiscal Promocional. Disposiciones complementarias. Boletín Oficial de la República Argentina. Buenos Aries, Argentina 25 de agosto de 2006.

31 Barragán, Florencia: “Demoras en un proyecto de ley para producir hidrógeno atrasan inversiones” en Ámbito, 23 de noviembre de 2022 disponible en https://www.ambito.com/economia/hidrogeno/demoras-un-proyecto-ley-producir-atrasan-inversiones-n5591060 (último acceso 01/12/2022).

Por Raúl Bertero *

La necesidad de subsidiar la energía en los “barrios populares” y las consecuencias desde el punto de vista de las emisiones de CO2 y la calidad de vida

Esta propuesta está basada en las siguientes hipótesis: a) el acceso a la energía es casi tan necesario para la vida como la alimentación y la vivienda; b) las familias pueden destinar como máximo un cierto porcentaje de sus ingresos al pago de los servicios energéticos (por ejemplo, el 25 % del total). En base a estas dos premisas básicas hay 3 situaciones posibles en la mayoría de los países: 1) familias por debajo de la línea de pobreza que deberían tener casi todo su consumo energético subsidiado, 2) un porcentaje de la población podría necesitar cierto nivel parcial de subsidios y 3) el resto de los usuarios deberían pagar el costo total de la energía. Asimismo, debería ser un objetivo político, social y económico que progresivamente todos los habitantes del país alcancen la situación 3) donde sus ingresos sean suficientes para pagar en forma plena los costos de la energía que consumen. 

El objetivo de este trabajo es analizar las consecuencias del sistema actual de subsidios energéticos en “barrios populares” de Buenos Aires, caso 1) del listado anterior, desde el punto de vista de las emisiones de CO2 y el costo fiscal y proponer cursos de acción para la descarbonización y la mejora de la calidad de vida de sus habitantes.

Fig. 1 Fotografía de la ‘Villa 31’ (Buenos Aires) y distancia a edificios de Puerto Madero. Ref.: https://observatoriociudad.org/reglamentan-la-ley-nacional-de-barrios-populares/ and Google Earth.

Consumo de electricidad y subsidios en “Barrios Populares” de Buenos Aires

Alrededor de la década de 1930, los primeros asentamientos se desarrollaron en Buenos Aires como resultado de su proximidad al puerto y a las terminales ferroviarias (Fig. 1). Posteriormente se produjo la expansión de estos asentamientos con la llegada de inmigrantes provenientes de países vecinos y la migración interna. Los terrenos en los cuales se instalaron estas viviendas fueron motivo de controversia desde el inicio, generándose formas organizativas de resistencia de los vecinos contra los proyectos de traslado o erradicación a lo largo de su historia (“Censo de Hogares y Población Villas 31 y 31 bis, Ciudad de Buenos Aires, 2009”). La situación de los “barrios populares” es un problema complejo desde el punto de vista social y urbanístico. En este trabajo nos referiremos exclusivamente a la situación actual de los subsidios energéticos, su efecto sobre las emisiones de gases de efecto invernadero y el costo o ahorro fiscal asociado a la mejora del nivel de vida de sus habitantes.

La distribución de electricidad en Buenos Aires está licenciada a compañías privadas. En varios “barrios populares” de Buenos Aires las viviendas no tienen medidores individuales sino medidores comunitarios (Fig. 2) y todo el consumo es pagado por los presupuestos nacionales y provinciales (“Acuerdo Marco”). 

Fig. 2 Medidores comunitarios en los “barrios populares” (izquierda) y consumo de electricidad por hogar promedio en Buenos Aires y en los “barrios populares” (derecha). Fuente: Elaboración propia en base a datos de EDESUR

Tal como se muestra en la Fig. 2, el consumo de electricidad promedio en los “barrios populares” es entre 2.5 y 3 veces el consumo medio por vivienda en la ciudad de Buenos Aires. Varias son las razones posibles para esta gran diferencia: a) las condiciones de aislación térmica de las viviendas son mucho peores, b) los artefactos eléctricos son más ineficientes, c) en el invierno la calefacción de las viviendas se hace en base a electricidad mientras que en la mayoría de las viviendas de Buenos aires está basada en gas natural y d) debido a que el costo de la electricidad no es pagado por los usuarios no existen incentivos a reducir su consumo. 

De acuerdo con la información suministrada por EDESUR, esta distribuidora tiene bajo este sistema 68,000 viviendas que consumieron 615.000 MWh en el año 2020 repartidas en diferentes asentamientos del área metropolitana de Buenos Aires. Considerando un costo de electricidad de 85 USD/MWh y un factor de emisión de gases de efecto de invernadero (GHG) del sistema eléctrico en Argentina de 0,407 tonCO2/MWh, esto significa para esa cantidad de viviendas 52 MMUSD/año en subsidios y 250.000 tonCO2/año de emisiones1. 

Reemplazo de los subsidios por inversiones en eficiencia energética y renovables

En este trabajo se resumen los resultados económicos resultantes de reemplazar los subsidios al consumo por inversiones en eficiencia energética, equipamiento solar térmico y solar fotovoltaico y “district heating” en la llamada “Villa 31” de la Ciudad de Buenos Aires. De acuerdo con el “Censo de Hogares y Población Villas 31 y 31 bis, Ciudad de Buenos Aires, 2009” la “Villa 31” tenía en ese momento 7.950 hogares con 26,400 habitantes. De acuerdo con dicho censo, el 83 % de sus viviendas tenían agua potable por cañería siendo el 47 % de las viviendas de una planta y el 36 % de dos niveles.

Los siguientes análisis fueron realizados usando un costo de electricidad promedio anual de 85 USD/MWh (70 USD/MWh de costo de la energía más 15 USD/MWh de costo de distribución), un factor de emisión de GHG de 0.407 tonCO2/MWh, una Tasa Interna de Retorno (TIR) en dólares de las inversiones del 8% y los precios de los electrodomésticos y equipos solar térmicos y fotovoltaicos en Buenos Aires. Se considera en este análisis un total de 8000 viviendas.

• Heladera eficiente. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 55% del costo de comprar una heladera nueva. El reemplazo de las heladeras evitaría 0,274 tonCO2/año de GHG por hogar y una mejora en la calidad de vida de los habitantes.

• Solar térmica para agua caliente. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 98 % del costo de comprar e instalar un equipo solar térmico y un tanque de agua caliente. Las nuevas instalaciones evitarían 0,821 tonCO2/ año de GHG por hogar y una mejora en la calidad de vida de los habitantes.

• Solar fotovoltaica. Considerando los ahorros en energía, el valor presente neto de los subsidios al consumo representa el 90 % del costo de comprar e instalar un equipamiento solar fotovoltaico. Las nuevas instalaciones evitarían 2,196 tonCO2/ año de GHG por hogar, considerando que parte del tiempo la instalación suministraría energía a la red.

• “District heating”. Entre otras centrales cerca del puerto de Buenos Aires, existe una Central Térmica de 589 MW produciendo electricidad a solo 1000 m de la “Villa 31” (Fig. 3). El calor generado por la Central puede ser capturado y distribuido a muy bajo costo mediante un sistema de cañerías de agua caliente aisladas. A su vez, el agua caliente de las cañerías puede ser utilizado en las viviendas cercanas para calefacción y agua caliente. Considerando los 2016 kWh/año requerido para el calentamiento del agua y aproximadamente 500 kWh/mes y por hogar requerido para calefacción como promedio durante 4 meses invernales, un total de 4016 kWh/año puede ser provisto por el sistema de “Distric Heating” (utilizado en ciudades como New York desde hace muchos años). Considerando 8000 viviendas de las Villa 31, el valor presente neto de los subsidios reemplazados alcanzaría a los 32 MMUSD anuales. Si bien el costo del proyecto no ha sido analizado todavía, se estima que sería considerablemente inferior debido a la corta distancia entre las viviendas y la Central. Además de mejorar la seguridad de los hogares expuestos a otros sistemas de calefacción, el sistema evitaría 1,635 tonCO2/año y por hogar.

Conclusiones

• Actualmente, los subsidios a la electricidad de los gobiernos nacionales y provinciales para unas 8000 viviendas de “barrios populares” con medidores comunitarios implican aproximadamente 6.1 MMUSD/año. De acuerdo con el factor de emisión de la electricidad en Argentina, las emisiones de GHG a partir del consumo de sus habitantes implican unos 29,300 tonCO2/año.

Fig. 3 Distancia entre la Central Térmica existente y la “Villa 31”. Fuente: Google Earth

• Los estudios demuestran que reemplazar los subsidios al consumo por una inversión por única vez en equipamiento residencial solar térmico y solar fotovoltaico es prácticamente neutro desde un punto de vista económico y reduciría los GHG en 24134 tonCO2/año (Tabla 1).

• Debido a la existencia de una Central Térmica de 589 MW produciendo electricidad a solamente 1000 m de las viviendas, una inversión en “District Heating” es la mejor opción para reemplazar los subsidios al consumo en el caso analizado en este trabajo. Una combinación de “District Heating” para calefacción y agua caliente y paneles solares para electricidad podría reducir los subsidios actuales y los GHG prácticamente a cero.

• Adicionalmente, sería conveniente la instalación de medidores domiciliarios para la pequeña cantidad de electricidad eventualmente no cubierta por las nuevas instalaciones para incentivar el uso eficiente de la energía y comenzar el proceso para que todos los habitantes cuenten con los ingresos suficientes para pagar lo que consumen, que debería ser el objetivo de largo plazo de desarrollo social y económico.

• Otras inversiones en la mejora de la aislación térmica de las viviendas si bien no fueron analizadas en este trabajo también podrían significar una mejora en la calidad de vida de los habitantes y un ahorro fiscal futuro.

• Las consecuencias del cambio climático son un problema fundamental para toda la humanidad, todos los países del mundo son afectados. Los países con problemas financieros no están en condiciones de afrontar la inversión inicial que permitirían reducir los subsidios al consumo con ventajas económicas y reducir prácticamente a cero los GHG generados en los “barrios populares”.

• Los países más desarrollados y los organismos multilaterales de crédito deberían apoyar fuertemente las inversiones en energía limpia, urbanismo y ciudades inteligentes, viviendas y, especialmente, una mejor educación en los vecindarios pobres alrededor del mundo.

* Vicedecano FIUBA – CEARE, Presidente Academia Nacional de Ingeniería

Por Daniel Gustavo Montamat *

El populismo energético tiene que ajustar las tarifas de gas y electricidad que tuvo congeladas en medio de un proceso de creciente inflación. El ajuste es inevitable porque los costos de la energía se pagan en las facturas o con subsidios que han aumentado exponencialmente y que se financian con emisión inflacionaria, además de beneficiar más a los ricos que a los pobres. El primer gran engaño de los populistas es hacerle creer a los argentinos que los subsidios son un regalo del cielo a través del ungido de turno. 

Bajo esa premisa, aumentar las tarifas castiga el bolsillo e incide en el  próximo índice de inflación. Se omite señalar que si no se aumentan las tarifas para que estas recuperen sus costos económicos, deben aumentarse los subsidios y emitir papel pintado (pesos) para financiarlos, lo que cronifica la inflación. Prueba al canto, con tarifas casi congeladas en estos dos años y medio de gobierno, la inflación  siguió aumentando.

¿No habrá tenido algo que ver en esa suba  la emisión para financiar subsidios energéticos que este año treparán a los 15.000 millones de dólares? Los subsidios acumulados desde el 2002 al 2022 van a alcanzar los 160.000 millones de dólares.

Un interesante estudio que la asociación de distribuidores eléctricos encargó a economistas especializados, publicado como “Tarifas e Inflación” da cuenta  que atrasar 10% las tarifas en el corto plazo reduce la  inflación en un 4%, siempre que esa baja, y los subsidios que genera, sea financiada con impuestos.  En cambio, si la baja  (congelamiento o retraso) tiene el correlato de un contexto inflacionario, y los consecuentes subsidios para cubrir los costos económicos del suministro, son financiados con emisión inflacionaria, la  inflación no se reduce con la baja o el congelamiento, sino que, por el contrario, aumenta. 

La baja inicial por impacto del congelamiento estimada en un 4% es superada por una suba posterior (en los próximos meses) del 5.7% por el impacto de la emisión de pesos para financiar subsidios en el alza generalizada del resto de los precios de la economía. Si el  deterioro se sostiene el problema se agrava.

El trabajo citado corrobora la afirmación con números concretos: desde marzo del 2019 a junio de 2022 las tarifas eléctricas promedio cayeron un 56%, mientras que la inflación acumulada fue del  300%. Si en cambio de financiar subsidios de 15.000 millones de dólares con papel pintado, una política realista hubiera aumentado las tarifas de gas y electricidad que a comienzos del año tenían un retraso de 110 y 142% respectivamente, el impacto inflacionario de esa suba hubiese sido de un 5% en el índice de precios (por cierto traumático, pero con impacto puntual que luego contribuye a bajar la inflación); pero al haberse optado por el camino de más subsidios con más impuesto inflacionario para financiarlos, terminamos duplicando y cronificando la inflación.  

Pasamos del 45% anual al 90% ¡Eureka!, la política tiene que entender, de una vez por todas, que los congelamientos tarifarios, además de destruir las señales de precios, distorsionar la asignación de recursos, deteriorar la calidad de los servicios e impactar sobre las cuentas públicas y externas, tampoco dan rédito político porque exacerban la inflación que destruye los salarios. 

Sin embargo, la anunciada y demorada segmentación tarifaria, con sus idas y vueltas, y con los nuevos límites a los volúmenes consumidos para quienes sigan recibiendo el subsidio, es otro eufemismo para evitar el  estigma del  “tarifazo”. Los populistas siguen sin terminar de entender el meollo del desbarajuste tarifario en el que reincidieron, y, disimulan el ajuste, porque tampoco quieren aceptar la relación causal entre el déficit público y la emisión inflacionaria para financiarlo.

Por eso,  como hay que “militar” el ajuste tarifario, nada mejor que instalar otro embuste, la consigna “no vamos a dejar que salarios en pesos tengan que enfrentar costos de tarifas energéticas en dólares”. Lo dijo el Presidente hace un tiempo y lo repiten los voceros oficialistas. 

Primero hay que aclararles que el dilema lo han generado ellos mismos con sus políticas macroeconómicas que destruyen la moneda nacional e institucionalizan la inflación como impuesto sobre los pasivos monetarios no remunerados (o mal remunerados). Impuesto que, a su vez, no es coparticipable. 

Si el peso fuera una moneda de curso legal y mantuviera sus propiedades de unidad de cuenta y de reserva de valor la disyuntiva salarios en pesos-tarifas en dólares devendría una cuestión abstracta. Se hablaría de tarifas en pesos y de salarios en pesos. Ahora bien, si queremos que las tarifas de gas y electricidad recuperen costos con pesos que se devalúan, pagados por  salarios en pesos que también se devalúan porque el gobierno evita un plan de estabilización, entonces  los servicios energéticos se van a seguir degradando; faltará gasoil en tiempos de siembra y cosecha, crecerán los cortes eléctricos y su duración en verano, el racionamiento de gas en invierno, importaremos más energía y crecerán los subsidios. Pero hay que indagar la microeconomía sectorial para terminar de desentrañar el dilema.

La canasta energética está compuesta por bienes y servicios. El petróleo y sus productos son bienes transables internacionalmente que cotizan en dólares. Tenemos precios internos divorciados de los internacionales (el petróleo y los principales derivados- nafta y gasoil- se alinean a un precio de barril doméstico promedio administrado en alrededor de 69 dólares, cuando el Brent de referencia  cotiza alrededor de los 90 dólares).

Las distorsiones se trasladan a los combustibles que también cotizan alrededor de un 30% por debajo de sus referencias de importación. Por eso, cuando falta gasoil, nadie quiere importar a perdida. Es decir, le cerramos la puerta a las referencias internacionales, pero estas se meten por la ventana vía crecientes importaciones. 

Como el negocio petrolero es un negocio de apropiación y distribución de renta (precios menos costos), cuando los precios internos se desalinean con los internacionales afectan los mecanismos de distribución de renta que decidieron la inversión, y, aunque siga habiendo renta a distribuir, cae la inversión afectando la producción y las reservas, como lo hemos demostrado basados en evidencia empírica en el libro La Renta del Petróleo en la Argentina (EUDEBA-2021). Para atenuar las variaciones de los precios internacionales está disponible el uso del componente impositivo (Biden y Bolsonaro lo utilizaron este año para bajar precios finales en el surtidor que subieron por las consecuencias de la guerra en Europa), y también se puede recurrir a la constitución de fondos de estabilización como lo hizo Chile tiempo atrás. 

El gas natural es menos transable que el petróleo, pero sus precios también están dolarizados. O se relacionan con el precio del petróleo o, en el caso del gas por barco, surgen de transacciones spot, o contractuales, también expresadas en dólares. Alguien debería explicarle al Gobierno que el Plan Gas AR que aseguró parte del suministro para la demanda prioritaria y usinas hasta el 2024 (y que buscan prorrogar por otros 4 años) se basó en subastas promovidas por su administración donde el gas de producción doméstica cotizó en dólares (promedio de 4 dólares el MMBTU). Precios  que resultaron mucho más convenientes que los de importar gas de Bolivia (12.28 dólares promedio abril- julio) o por barco (a un promedio de más de 30 dólares). 

Las tarifas de gas y electricidad tienes dos segmentos regulados (transporte y distribución)  que también deben recuperar costos y remunerar la base de inversión con una utilidad razonable. Estas tarifas deben regularse con criterios técnicos y están en pesos, pero cuidado si queremos atarlas a pesos que se deprecian por la inflación (se funden las licenciatarias de los servicios y dejan de invertir). 

Las facturas finales incluyen el precio mayorista del gas o de la electricidad (que en su mayor parte proviene de usinas térmicas que lo generan con gas o combustibles líquidos que también se transan en dólares). Pagamos las facturas finales en pesos y los componentes dolarizados se trasladan al tipo de cambio oficial que también regula el gobierno. El dilema no es salarios en pesos-tarifas en dólares, sino bajar los costos económicos a recuperar en las tarifas promoviendo el desarrollo y la inversión en energía, y mejorar la tarifa social focalizada en los que la necesitan.

* (Ex Presidente de YPF-Ex Secretario de Energía)

Flavia Royon

No hay política energética sustentable y de largo plazo posible, sin la asociación estratégica de los sectores público y privado. 

Tengo la convicción de que el camino del desarrollo sólo puede ser recorrido si aprovechamos al máximo el vínculo virtuoso que se genera cuando el Estado, las empresas y los trabajadores del sector dirigen sus esfuerzos de forma mancomunada.

Estamos trabajando en distintos espacios de integración energética regional para contribuir con la seguridad energética de nuestros pueblos y avanzar en las oportunidades que el mundo demanda en términos de la exportación de insumos energético en base a nuestro futuro superávit energético.

Tuvimos importantes récords en la producción de petróleo y gas. En agosto de este año, la producción de gas no convencional fue la más alta de nuestra historia, representando el 56 % del total. En tanto, en octubre, la producción de shale oil representó un incremento interanual del 40 %, mientras que la de petróleo fue la más alta desde 2009.

Libertad de exportación, porque la exportación tiene que ser nuestro Norte

Crear condiciones adecuadas para que las empresas del sector y no el Estado, sean las que generen la infraestructura necesaria, porque harán falta mayores inversiones para evacuar las producciones de gas y de petróleo, como plantas de tratamiento y ductos para el mercado local y para exportación a los países limítrofes, puertos y plantas de GNL.

Crear las condiciones para generar una infraestructura que nos permita producir hidrógeno en gran escala junto con CCS (captura y almacenamiento de carbono).

Si el siglo pasado fue el del petróleo; este nos enfrenta al desafío del cuidado del ambiente y de la transición hacia energías de menores emisiones de carbono. Junto al Ministro Massa estamos convencidos que la matriz energética de la Nación debe estar diseñada en función de sus propios intereses y objetivos, en base al desarrollo endógeno de tecnología para el aprovechamiento diversificado de las distintas fuentes disponibles.

Dimos comienzo a la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner en su primer tramo, una obra (a cargo del Estado Nacional) que permitirá incrementar la producción de Vaca Muerta y ampliar la capacidad de transporte de gas en un 30 % y con ello ahorrar 2 mil millones de dólares en importaciones.

Además, hemos conseguido el financiamiento por 689 millones de dólares del Banco Nacional de Desarrollo de Brasil (BNDES) y de otros 540 millones de la CAF para el segundo tramo» del ducto troncal.

El Plan Gas.Ar , cuyos planes 4 y 5 representan “una verrdadera política de Estado con la que buscamos dar certidumbres para que puedan avanzar las inversiones, con una mirada federal donde están contempladas todas las cuencas del país.

La extensión del Plan Gas.Ar “ermitirá un ahorro de divisas de alrededor de 27 mil millones de dólares, al tiempo que generará ahorros de subsidios por más de 18 mil millones para el periodo 2023-2028”.

El conjunto de las inversiones previstas en el sector energético permitirá pasar de una balanza negativa, a un saldo positivo de entre 4 mil y 8 mil millones de dólares en el 2026.

Flavia Royón es Secretaria de Energía de la Nación

Por Jorge Lapeña *

Termina un año y es época de balances. Intentaremos hacer un inventario de los problemas no resueltos del año 2022 para nuestro sector energético. 

El año de la guerra energética

Se trata de un año atípico porque transcurrió íntegramente en el contexto de una guerra europea de larga duración, y de gran impacto en la Energía mundial; cuyo final y consecuencias de mediano y largo plazo no están claras. La guerra entre Rusia y Ucrania -además de ser una tragedia en sí misma- se desarrolla en un teatro de operaciones de alta densidad de flujos energéticos, cuya perturbación tiene impacto geopolítico y económico universal y durará varios años. Rusia es el principal poseedor de reservas de gas natural del mundo, y el principal abastecedor del Gas natural a Europa. La primera consecuencia será la perturbación del proceso de “Transición Energética” mundial.

Pero además la guerra ha enviado una señal fortísima al mundo de la “globalización” y del “Estado mínimo” que Argentina no debería ignorar. Ha puesto en primer plano que la política energética de los países debería abandonar las premisas neoliberales a ultranza que nos llevaron a confundirla con una transable en mercados ideales. La Energía es nuevamente una cuestión de Estado y la seguridad el suministro es clave para el funcionamiento de cualquier nación.

De hecho, Argentina país del lejano sur del mundo comprobó en carne propia aquello de que la Guerra es en Europa y las balas son de allá, pero los precios de compra de sus importaciones gasíferas recibieron el impacto de incrementos extraordinarios de precios a causa de la guerra (y pusieron al descubierto nuestro talón de Aquiles energético).

El año en que el Presidente argentino visitó Europa y ofreció energía masiva.

El año 2022 signado por la guerra, afectó la cantidad de los suministros energéticos en Europa y los encareció hasta niveles insospechados pocos meses antes. Lección: nadie vio venir el fenómeno.

En ese contexto el Presidente de la Nación se reunió en su gira europea de mayo pp. con el Rey Felipe VI de España y con el Canciller alemán y afirmó ante ellos que Argentina “es un proveedor mundial confiable de alimentos y Energía”, en un intento por abrir mercados de exportación para nuestra producción energética futura. Sin duda se trató de una afirmación temeraria.

Si bien es cierto que a la producción de alimentos Argentina es un jugador mundial que nadie discute, debe quedar claro  que en Energía nuestro país es un productor sumamente modesto y decadente en el siglo 21 cuya producción total de Energía  se ubica en torno al 1% de la producción global;  que actualmente es importador neto de gas natural y gasoil; y que carece de la infraestructura de transporte, puertos y liquefacción de gas natural como para abastecer mercados europeos al menos en el corto y mediano plazo.

El año en que Argentina no pudo abastecer la demanda interna de gasoil ni con producción nacional ni con importaciones y provocó un caos.

Argentina tuvo en 2022 un año aciago en materia de suministro de combustibles. La producción nacional de gas oíl –el combustible más importante utilizado masivamente para el transporte de mercaderías y de personas, y para todas las labores agrarias-, fue insuficiente para abastecer nuestra demanda interna. Ello además de ser un error fenomenal de programación generó un caos en las rutas sin antecedentes que no fue explicado por ninguna autoridad del gobierno. 

La pregunta del momento: ¿Se repetirá este grave problema en 2023; o se habrá solucionado definitivamente? Está claro que si esto se repite podría tener consecuencias económicas y además de consecuencias electorales.  

El año en que Cammesa distribuyó en concepto de subsidios a la oferta y a la demanda eléctrica una cifra miles de millones de US$.

En el Seminario Anual del IAE Mosconi, realizado en octubre de 2022 se afirmó que en el periodo de 14 años comprendido entre 2008 y 2022, se distribuyeron 200.000 millones de US$ en concepto de subsidios a la oferta y a la demanda eléctrica financiados íntegramente por el Tesoro Nacional; siendo la partida más importante del déficit fiscal. Cammesa la administradora del Mercado Eléctrico Mayorista canalizar estos subsidios por cuenta del Estado y con la complicidad y anuencia del sector privado que integra junto al Estado nacional el Directorio de la misma. 

Lo paradójico es que semejante cifra de subsidios estatales no sirvió para mejorar la calidad de las prestaciones de los servicios públicos eléctricos ni para realizar inversiones en la ampliación de las instalaciones para asegurar los servicios prestados. Una vez más se comprueba que la Secretaria de Planificación Energética de la Nación es incapaz de elaborar el Plan Energético.

Un año más -y van varios en el presente siglo-  en que Argentina no ha elaborado un Plan Energético Estratégico para el sector energético. Elaborar un Plan, difundirlo y debatirlo en los sectores empresarios sindicales y académicos, y finalmente aprobarlo por ley del Congreso de la Nación mediante una ley al respecto constituiría un instrumento ordenador formidable para la toma de decisiones de inversión. 

Y a la vez que constituiría una hoja de ruta insoslayable para la implementación de la Transición Energética para el Control del Cambio Climático.  

El año en que los entes reguladores de gas y de electricidad continúan intervenidos desde 2019

Inexplicablemente continúan intervenidos desde 2019 los entes reguladores de la Electricidad y del gas natural: ENRE y ENARGAS sin que se conozcan los motivos de la intervención ni los resultados concretos de las anormalidades   detectadas y las acciones emprendidas para solucionarlas. Esto justificaría que la oposición parlamentaria en el Senado y en la HCDN presentara como mínimo un pedido de Informes. 

Es imperioso proponer fin a las intervenciones y previamente requerir de los interventores designados por el actual Poder Ejecutivo un informe de las irregularidades detectadas y la forma en que las mismas fueron solucionadas.

El gobierno actual; debe poner fin ya mismo a las intervenciones en ambos Entes Reguladores y los cargos ejecutivos de los mismos deben ser cubiertos por profesionales reconocidos elegidos mediante concurso público y acuerdo del Congreso Nacional.

El Estado nacional que debe retomar las concesiones hidroeléctricas que vencen en 2023 ha permanecido pasivo sin definir cómo va a resolver este problema.

Es inexplicable que el próximo vencimiento de las concesiones tenga un retraso enorme, lo que habla de la falta de claridad del gobierno nacional para resolver. La pasividad del oficialismo debería ser denunciada por la oposición.

Visto el tiempo trascurrido y que las primeras concesiones vencen en 2023 sugerimos acordar la prórroga de un año por ley del Congreso y luego vencido ese plazo transferir las mismas al Estado nacional tal cual está previsto en los contratos respectivos firmados a partir de 1993.

La política argentina todavía muy lejos del lugarde definir programas realistas para la energía

Argentina está trascurriendo el último año del gobierno del Alberto Fernández, el presidente tiene opción a un nuevo período, o bien puede ser reemplazado por un nuevo presidente ya sea de su propio espacio político o bien de la oposición. 

Llama la atención que exista -por lo menos en lo relativo al manejo del sector energético- una falta de debate sobre el qué hacer en el futuro. Eso incluye naturalmente definir en forma clara lo que se va a realizar en caso de acceder al gobierno tanto el actual oficialismo o eventualmente la oposición. En resumen, falta todavía debate y propuesta política. 

Hemos sido claros en la lista precedente que hay materias en que no se puede esperar a ganar la elección para empezar a pensar qué hacer. Eso sería claramente una estrategia peligrosa. Hay que hacer Plataformas Políticas; hacerlas aprobar por las convenciones partidarias y luego -si se gana la elección- aplicarlas con rigor técnico y político.

No es la práctica habitual en la Argentina donde una idea demagógica de la política consiste en ganar y luego tratar de imaginar qué hacer. Idea infantil que debería ser definitivamente desterrada.  

* Presidente de Instituto Argentino de la Energía Gral. Mosconi

Por Alejandro Stipanicic *

El 2022 fue un año clave para el futuro de ANCAP en el marco de una transición energética responsable.

Este año ANCAP definió 24 proyectos que fijan el rumbo en la transformación de la compañía en un contexto internacional desafiante, donde se impone, por un lado, el compromiso por la reducción de la huella de carbono y la disminución de los combustibles fósiles y, por otro, no perder de vista la necesidad de mantener las operaciones tradicionales para asegurar el suministro energético al país. Estos proyectos abarcan la sustentabilidad de las operaciones, los procesos de gestión, la alineación de todas las empresas y segmentos de negocio del Grupo y, por supuesto, la gestión del talento y capital humano.

En 2022 se consolidó el papel de ANCAP como referente en la transición energética del país. Con solo el 40% de las fuentes primarias de energía asociadas a petróleo y gas natural (no hay consumo de carbón para generación eléctrica en el país), Uruguay tiene la matriz energética más descarbonizada de América Latina que es la región del mundo con mayor participación de energías renovables.

En Uruguay la energía eléctrica atiende al 20% del consumo total energético y la generación es casi 100% renovable a partir de recursos hidráulicos, eólicos y solares; esa transformación da paso a una segunda transición energética que apunta a reducir aún más ese 40% de origen fósil y tiene como pilares a la electrificación de algunos consumos y la adopción progresiva de los combustibles renovables en otros como la industria y el transporte pesado.  Esto ha sido posible gracias a la reconocida estabilidad del país y a políticas de Estado en materia energética y ambiental.

Desde 1997 con el establecimiento del Marco Regulatorio Eléctrico hasta la creación del Ministerio de Ambiente en 2020, el país ha dado muestras de una evolución ejemplar que recientemente se manifiesta en la definición de la Estrategia Climática de Largo Plazo, la presentación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde y la exitosa e innovadora emisión bonos de deuda que penalizan el incumplimiento de metas ambientales y premian su sobrecumplimiento. La visión de Uruguay es pasar de ser importador de petróleo y derivados a ser exportador de energía renovable.

Tenemos el rol de liderar los esfuerzos enfocados en descarbonizar la matriz fósil y para ANCAP resulta esencial que ese proceso sea responsable. En efecto, el crecimiento económico del país está condicionado por el abastecimiento energético y en ese punto es crítico asegurar el suministro mientras ocurren las transformaciones. Todos los estudios prospectivos coinciden en la importante participación de los combustibles fósiles en la matriz energética del mundo más allá de 2050. Por lo tanto, para ANCAP, es primordial asumir la responsabilidad de mantener la provisión eficiente de combustibles derivados del petróleo y el gas natural hasta tanto puedan ser sustituidos por otros provenientes de fuentes renovables.

El grupo ANCAP tiene dentro de su agenda estratégica distintos proyectos orientados a enfrentar la nueva coyuntura. La agenda de proyectos estratégico lanzada en 2022, contiene cuatro líneas de acción en ese sentido: avanzar en la descarbonización de la refinería y las operaciones tradicionales, en un camino hacia su transformación en una bio refinería concretar la captura de carbono biogénico generado en la destilación de cereales para la producción de etanol, para que, junto con el aprovechamiento de la logística de combustibles y la potencia eléctrica renovable disponible, permitan la producción de metanol para la exportación aprovechar la capacidad de molienda y acceso a oleaginosas no competitivas con el alimento humano disponibles para la producción de biodiesel, para incorporar proyectos de hidrogenación de aceites vegetales promover la inversión privada para la producción a gran escala de hidrógeno verde en la plataforma marina, para la exportación

El desafío de la transición energética responsable está en reconocer la necesaria convivencia, complementariedad y competencia justa entre las energías fósiles y las energías de fuente renovable durante un proceso que se estima prolongado e incierto. 

Estamos viviendo una disrupción y en Uruguay, como en toda en América Latina, tenemos la potencialidad de ser protagonistas para ofrecer soluciones energéticas que el mundo precisa y no llega a encontrar de manera suficiente en otras regiones.

* Presidente de ANCAP

Por Griselda Lambertini *

No importan los colores, sino las emisiones

Desde 2021, la proliferación en Argentina de estudios, conferencias, talleres, foros, consorcios, cooperaciones internacionales, incluso carreras universitarias de posgrado dedicadas específicamente al hidrógeno, en su diversas denominaciones y colores, nos obliga a recuperar el eje para cuestionar algunos mitos y darle un tratamiento adecuado a las oportunidades que el hidrógeno representa para nuestro país. 

¿Qué es el hidrógeno? ¿Cómo se produce? ¿Para qué sirve?… Los agentes del sector energético o industrial ya no se atreven a formular estas preguntas básicas, aunque algunos aún creen que se trata de una actividad extractiva, como la de los hidrocarburos o la minería. Digamos, al solo efecto de avanzar, que el hidrógeno es el elemento más ligero y más simple de la tabla periódica, la sustancia más abundante del universo y que, en la era de las descarbonización, cuenta con la enorme ventaja de no emitir ningún tipo de gases de efecto invernadero: su combustión solo libera agua. 

Fig. 1 – Planta de hidrógeno verde en Alemania. Fuente: fotografía tomada en Enertrag, 2022.

El hidrógeno puede obtenerse a partir de distintas materias primas y mediante diferentes procesos, que utilizan tanto combustibles fósiles como fuentes renovables. Los procesos más conocidos son el reformado de gas natural o la gasificación del carbón, con factores de emisión de 9,5 kilos de dióxido de carbono equivalente por kilo de hidrógeno (kgCO2eq/kgH2) para el gas natural y de 20 kgCO2eq/kgH2 para el carbón, llamados en la jerga “hidrógeno gris” e “hidrógeno negro” respectivamente. Cuando a estos procesos se les aplican técnicas de captura, almacenamiento (y tal vez uso) de carbono (CCSU, por sus siglas en inglés), los factores de emisión pueden oscilar entre 1 y 2 kgCO2eq/kgH2 (“hidrógeno azul” o “de bajas emisiones”). 

Otra tecnología ampliamente difundida y comercialmente disponible es la electrólisis, que utiliza energía eléctrica para separar el agua en oxígeno e hidrógeno. Cuando la electricidad aplicada es de fuentes renovables (eólica, solar), las emisiones son prácticamente nulas (“hidrógeno verde” o “renovable”). También se considera renovable al hidrógeno obtenido a partir de biomasa, siempre que su ciclo complete resulte carbono neutral. Definidos a grandes trazos los principales procesos de obtención, resulta oportuno cuestionar la relevancia de la clasificación por colores. Lo que importa -si el objetivo es contribuir a la mitigación de los efectos del cambio climático- son las bajas emisiones de toda la cadena de obtención y uso. El hidrógeno “renovable” o “verde” obtenido a partir de biomasa lo demuestra: si se utiliza biomasa boscosa, debe considerarse la pérdida de la función de almacenamiento de dióxido de carbono de los bosques; en el caso de la biomasa cultivada, suelen emitirse gases de efecto invernadero en ocasión del cultivo (por ejemplo, durante la fertilización), así como en el procesamiento y en el transporte. Cuando el balance de emisiones derivado del ciclo completo de la biomasa deja de ser carbono neutral, queda desdibujada su característica renovable o “verde”. 

Incluso, desde un punto de visto económico y regulatorio, tampoco tiene sentido la competencia por el mercado y por los incentivos entre “hidrógeno verde” e “hidrógeno azul”. Favorecer una tecnología respecto de otra resulta razonable en la medida en que se certifique el correspondiente impacto positivo en la disminución de la huella de carbono. Se trata de cuantificar las emisiones para promover su reducción. Y si tal reducción se efectiviza mediante la aplicación de técnicas de CCUS, bienvenida la difusión de esta tecnología que ayudará también a prolongar el uso del gas natural como combustible limpio para la transición energética. 

Por cierto, la discusión en torno a la admisión del hidrógeno azul en el marco de las estrategias nacionales y de las leyes de fomento se inserta en un debate más amplio relacionado con la aceptabilidad del gas natural como combustible de transición. Sin embargo, creemos que esa discusión ya ha sido resuelta. La amenaza a la seguridad energética europea en el contexto de la invasión rusa a Ucrania visibilizó el valor del gas natural, cuando las renovables no alcanzan, el recurso nuclear es cuestionado y sólo queda como alternativa el carbón. 

En nuestro continente, en ocasión de las ponencias y debates llevados a cabo durante la Semana de la Energía organizada recientemente por la OLADE y el BID en la ciudad de Panamá (12 al 16 de diciembre de 2022), quedó en claro que cada país o cada región seguirá un camino propio hacia la descarbonización. Encarar la transición energética para ir hacia sistemas más limpios y flexibles no implica abandonar de un día a otro las fuentes que hoy están presentes en la matriz. 

En muchos países de América Latina y el Caribe se seguirá utilizando gas natural para reemplazar otros combustibles fósiles más contaminantes en la generación eléctrica, en el transporte terrestre y fluvial, y para calefacción. Incluso, el gas natural se presenta como el combustible que permitirá dotar de estabilidad a los sistemas que se integren regionalmente para optimizar sus respectivas dotaciones de fuentes renovables. La integración energética cumplirá funciones de gran almacenamiento regional para las fuentes eólica, solar e hidráulica, con el respaldo del gas natural para resolver, no sólo la intermitencia de las renovables o una baja hidraulicidad, sino también para reemplazar carbón y derivados de petróleo.

Fig. 2 – Potencialidad solar y eólica del Cono Sur latinoamericano. Fuente: La red del futuro, BID 2017.

Sobre esta base, en un país con un sector de gas natural maduro y con enormes posibilidades de expansión, no parece coherente descartar la coexistencia del hidrógeno renovable con el de bajas emisiones o hipocarbónico, que puede obtenerse a partir de esta materia prima que en Argentina se presenta como abundante y a precios asequibles. Las proyecciones indican que, en un futuro no lejano, el precio del hidrógeno azul en Argentina resultaría competitivo con el precio del gas oil y podría, en tal caso, reemplazar a este combustible en la generación térmica con significativas ventajas ambientales.

Esto implica que, al menos en una primera etapa, los incentivos deberán dirigirse no sólo a la producción de hidrógeno mediante electrólisis, sino también a la promoción de la tecnología y de la infraestructura necesaria para la captura, almacenamiento y uso del carbono. El proceso de CCUS implica un costo adicional para la obtención del producto, que debería ser apoyado mediante la creación de un mercado voluntario de certificados verdes o mediante regulaciones que penalicen en forma efectiva las emisiones de carbono. La captura, el uso y el almacenaje del carbono, así como el control de las emisiones de metano, son dos tecnologías necesarias para que el gas natural pueda ser considerado internacionalmente como el combustible de la transición.

Fig. 3 – Derivados del hidrógeno. Fuente: SRU, Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse, 2021.

En tal sentido, a largo plazo cabe esperar una transición o reemplazo de gases: del gas natural a otros gases renovables, sintéticos, hipocarbónicos, de bajas emisiones. 

El hidrógeno de tales características (verde o azul) aparece como uno de los gases del futuro, junto con el biogás, el biometano y otros gases sintéticos. Mientras, nos toca planificar cómo optimizamos la puesta en valor de nuestras reservas de gas natural, y cómo nos preparamos tecnológica y regulatoriamente para la introducción de los gases nuevos, con mecanismos de certificación y trazabilidad que den sustento al esfuerzo de adaptación.   

Un complemento de la electrificación directa y una materia prima industrial

Desde mediados de 2020, a pesar de la pandemia y el aislamiento, los países de la Unión Europea dieron a conocer, prácticamente en serie, sus estrategias nacionales y hojas de ruta para el desarrollo del hidrógeno renovable. Habían sido precedidos por Japón en 2017 y por Corea del Sur y Australia en 2019. En América Latina, Chile fue el precursor en 2020, seguido por Colombia, Uruguay y Paraguay.

Sin embargo, de acuerdo con las metas que plantean las estrategias, hacia 2050 el hidrógeno podría representar entre el 14% y el 22% de la oferta mundial de energía. Todo indica que más que una matriz energética basada en hidrógeno, lo que se prevé es su utilización como complemento de la electrificación directa y como insumo para una industria en tránsito hacia la descarbonización. En el sector energético, el hidrógeno sólo aplicaría para aquellos usos en los que la electrificación directa no es técnicamente posible o es muy costosa, como en el caso de los combustibles para aviación o transporte marítimo. 

En el sector industrial, se espera un uso del hidrógeno como materia prima o reactivo para la producción descarbonizada de acero y productos químicos. 

En efecto, la Estrategia del Hidrógeno publicada en julio de 2020 por la Unión Europea estableció como meta pasar de la actual participación del 2% del hidrógeno en la matriz energética a un 13% en 2050. 

El hidrógeno tendría un tercer lugar entre las medidas de mitigación a adoptar, después de la electrificación directa y de la eficiencia energética. Como meta para 2030, Europa se propone contar con 40 GW de capacidad de electrólisis para producir 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable. Además, espera importar 10 millones de toneladas adicionales de países asociados. Esto, porque los países europeos no cuentan con espacio suficiente para instalar la cantidad de aerogeneradores ni de paneles solares que se requieren para alcanzar sus objetivos de hidrógeno verde. 

La misma situación se da en países como Japón y Corea del Sur. El hidrógeno obtenido mediante electrólisis con fuentes renovables no sólo requiere recursos solares y eólicos con altos factores de capacidad, sino enormes espacios disponibles como los que tenemos en la Patagonia argentina. La disponibilidad de agua (puede utilizarse agua de mar, previa desalinización sin costos significativos) y la existencia de puertos completan las condiciones óptimas para un potencial despliegue del hidrógeno renovable en el país.

De tal modo, el requerimiento energético e industrial de los países desarrollados, pero con recursos renovables de bajo factor de capacidad o sin grandes espacios libres para la instalación de parques energéticos, representa una oportunidad para los países del sur.

De las moléculas a los derivados

Ni una actividad extractiva ni una fuente de energía primaria. El hidrógeno es un producto que se obtiene a partir de un aporte de energía (renovable o no) y que puede transportarse y almacenarse para su uso en forma comprimida, líquida o en otros productos como el amoníaco, el metanol o los combustibles sintéticos. 

Una vez obtenida la molécula de hidrógeno, mediante su combinación con nitrógeno se obtiene amoníaco (y a partir del amoníaco, fertilizantes); y mediante reacción química con carbono de fuentes sustentables se obtienen metanol, combustibles sintéticos y otros productos que amplían los campos de aplicación del hidrógeno de bajas emisiones, promoviendo el valor agregado, facilitando su logística y contribuyendo a la descarbonización de sectores clave en el ámbito de la energía, el transporte y la industria. El proceso por el cual se obtienen derivados del hidrógeno se denomina en la jerga internacional Power-to-X (PtX), representando la X cualquier producto con hidrógeno. Cuando se obtienen combustibles líquidos sintéticos, se los llama Power-to-Liquids (PtL); y cuando son otros gases sintéticos, es Power-to-Gas (PtG). 

De acuerdo con las proyecciones de estudios europeos, Argentina es uno de los países con mejores condiciones para la producción de hidrógeno renovable (que es el que requiere la Unión Europea). Las dificultades para transportar una molécula de tan baja densidad y los costos que implica su licuefacción (a temperaturas mucho más bajas que las que se requieren para convertir gas natural en GNL) hacen que para nuestro país la oportunidad de negocio no esté en la exportación de hidrógeno, sino en la exportación de derivados. 

En principio, la forma más económica de transportar la molécula es a través de ductos, condición que podrían cumplir respecto de Europa los países del norte de África. 

De acuerdo con estudios realizados por la Comisión Europea, el costo nivelado del transporte de hidrógeno por ductos se estima entre 0,09 a 0,17 euros/kg cada 1000 kilómetros. Sin embargo, nuestra posición transatlántica justifica que los países europeos estén proyectando importar desde el Cono Sur los productos derivados como el amoníaco, el metanol, la urea, los combustibles sintéticos. Para nosotros, la buena noticia es que esto garantizaría el desarrollo de toda la cadena industrial y logística en nuestro territorio. Y por eso decimos también que -más que un vector energético- el hidrógeno es para Argentina una oportunidad de desarrollo industrial.

Un vector energético, pero sobre todo una oportunidad de desarrollo

A partir de los elementos anteriores, podemos soslayar algunos mitos y esbozar la definición de un rol adecuado para el hidrógeno de bajas o nulas emisiones en nuestro país. La descarbonización del sector energético en Argentina se alcanzará mediante una progresiva electrificación y un mantenimiento (aunque decreciente) de la participación del gas natural, sector que deberá internalizar las tecnologías que permitan el control de las emisiones de carbono y las fugas de metano. 

Al mismo tiempo, la integración regional permitirá crear las condiciones materiales y comerciales para que los países del Cono Sur latinoamericano compartan sus variadas y poderosas fuentes de recursos hidráulico, eólico y solar, complementadas por el gas natural como respaldo de la intermitencia y reemplazo de otros fósiles. 

Por su parte, el hidrógeno de bajas emisiones tendría un lugar en la descarbonización de procesos industriales nacionales, como en la industria del acero, del cemento, de los fertilizantes. Incluso, cuando los precios del hidrógeno azul resulten competitivos con los del gas oil, podría operarse un reemplazo, muy favorable en términos ambientales, de combustibles para generación eléctrica. 

No está clara aún la eficiencia de la mezcla de hidrógeno en la corriente de gas natural, aunque la creación de un mercado voluntario de gases renovables o hipocarbónicos (incluyendo al biometano) podría dar inicio a la curva de aprendizaje para la transición a largo plazo del gas natural a gases renovables.

Finalmente, el hidrógeno verde -para el cual Argentina presenta condiciones geográficas y climatológicas óptimas tanto en Patagonia como en la Puna- más que un vector energético, se presenta como una oportunidad de desarrollo industrial mediante la producción y exportación de productos derivados a los países de la Unión Europa que carecen de recursos naturales y superficies para abastecer sus metas de consumo.   

*Abogada, Politóloga, Magister en Energía CEARE – UBA Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA

Bibliografía

Agora Energiewende, Agora Industry (2021). 12 Insights on Hydrogen. Disponible en: https://static.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2021/2021_11_H2_Insights/A-EW_245_H2_Insights_WEB.pdf

Comisión Europea (2020). Una estrategia del hidrógeno para una Europa climáticamente neutra. Bruselas, julio 2020. Disponible en: https://ec.europa.eu/growth/industry/strategy/industrial-alliances/european-clean-hydrogen-alliance_en

Erbach, G. y Jensen, L. EU hydrogen policy. Hydrogen as an energy carrier for a climate-neutral economy. EPRS | European Parliamentary Research Service. Abril 2021. Disponible en: https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2021/689332/EPRS_BRI(2021)689332_EN.pdf

International Energy Agency – IEA. Hydrogen in Latin America, 2021.

Ministerio Federal para la Economía y la Energía de Alemania. Estrategia Nacional del Hidrógeno. Junio 2020. Disponible en:

https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.html.

Parlamento Europeo. UE hydrogen policy. Hydrogen as an energy carrier for a climate-neutral economy. Marzo 2021. https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2021/689332/EPRS_BRI(2021)689332_EN.pdf

SRU. Wasserstoff im Klimaschutz: Klasse statt Masse (2021).

Por Gerardo Rabinovich *

Este año que está terminando ha marcado un punto de inflexión muy importante en el sector energético internacional, con el consecuente impacto sobre la Argentina y las decisiones de políticas públicas que nuestro país debe adoptar.

La invasión de Rusia a Ucrania, y el inicio de una guerra cruel y devastadora entre estos países ha terminado de generar una nueva configuración geopolítica en las relaciones internacionales, que se estaba vislumbrando, y afectó particularmente al sector energético. Estados Unidos, la Unión Europea y sus aliados denunciaron la agresión unilateral de Rusia, y acudieron rápidamente en ayuda de Ucrania sosteniendo su resistencia con aporte de fondos, material y tecnología militar, tratando de equilibrar la balanza de una guerra desigual e injusta.

Sin embargo, esta posición de los países de la OCDE tiene fuertes consecuencias sobre Europa, que hasta entonces importaba el 25% del petróleo y el 40% del gas proveniente precisamente de Rusia, que sostenía su economía y confort. Este invierno que comienza en el Viejo Continente será distinto a los anteriores, y muchos países están adoptando medidas de previsión frente a una potencial penuria de energía.

Los principales países productores de petróleo han mantenido un estruendoso silencio sosteniendo la alianza OPEP+, liderada por Arabia Saudita y … Rusia, actitud similar a la adoptada por los principales países emergentes: China e India. Se van delineando nuevas condiciones a las que prevalecieron luego de la caída de la Unión Soviética, y el liderazgo que ejercía Estados Unidos se ve fuertemente contestado.

El impacto sobre el sector energético ha sido muy fuerte, y los precios del petróleo y sobre todo del gas natural se dispararon a valores pocas veces vistos en el pasado. A mediados de año el precio del barril de petróleo Brent alcanzó casi US$ 140, mientras que el gas natural en Europa y Oriente se disparo por encima de los 70 US$/Mbtu, impactando en el primer caso sobre los precios del mercado eléctrico europeo y en última instancia sobre el bolsillo de los consumidores. El Reino Unido tendrá este ano una inflación de dos dígitos (proyectan el 10,6%) valor que no se veía desde principios de la década de 1980.

Es cierto que hacia fines de año el precio internacional del petróleo Brent se ubica por debajo de los 80 US$/barril, y el gas natural ronda los 30/40 US$/Mbtu en el mercado Spot, en niveles muy superiores a los que registró en las dos primeras décadas de este siglo. La energía fósil se ha vuelto un bien escaso y caro.

A esta situación geopolítica hay que sumarle la amenaza que representa el calentamiento global, producto de las emisiones de CO2 como consecuencia principalmente de la quema de combustibles fósiles y del modo de vida de nuestra sociedad. Los países son conscientes que un aumento de la temperatura media global por encima de 1,5 º C hacia fines de este siglo, sobre la temperatura media global a fines del siglo XVIII (Revolución Industrial), produciría daños irreversibles sobre muchos sistemas biológicos, y que la trayectoria actual que lleva a un incremento de 3,5 º C, seria catastrófica para la vida humana como hoy la conocemos en nuestro planeta.

Lo que hasta hace unos años atrás estaba contenido en un pequeño grupo de científicos e ingenieros, hoy forma parte del lenguaje cotidiano de la sociedad: la transición energética es tratada en forma abundante en los medios masivos de comunicación, las rede sociales y las organizaciones civiles. Los eventos climáticos extremos se han multiplicado. Hay un fuerte consenso en que este proceso de transición esta en marcha y es irreversible, con una fuerte discusión sobre cuales son los tiempos de esta transición, producto de las enormes desigualdades entre países y al interior de ellos. ¿En qué consiste la transición energética? En dejar de quemar combustibles fósiles. Algunos dicen que hay que alcanzar el equilibrio de emisiones netas cero en 2050 (Estados Unidos, Unión Europea, OCDE, y entre ellos Argentina), otros en 2060 (China) o 2070 (India), pero no hay duda que se debe alcanzar ese objetivo.

Las herramientas están disponibles: energías renovables no convencionales (eólica, solar) para generación de electricidad, electrificación de todos los consumos posibles, eficiencia energética, nuevos vectores como el hidrogeno, los biocombustibles, la biomasa. Desarrollos tecnológicos como la electromovilidad, la inteligencia artificial, el internet de las cosas, la generación distribuida, la acumulación mediante baterías, etc. Algunas de estas herramientas ya están en paridad de mercado, o incluso tienen una gran productividad como la eficiencia energética, a otras les falta, pero la dirección es clara.

¿Y dónde está la Argentina en este mar embravecido? surfeando las olas en un barquito de papel, sin rumbo y sin timón

Los graves problemas económicos de cortísimo plazo que sufrimos relegaron a un segundo plano esta realidad energética, mirando el árbol y no el bosque que hay detrás. Pero la energía condiciona fuertemente a la economía: por un lado, la balanza del comercio internacional de energía es fuertemente negativa con un déficit estimado en el orden de los 5 mil millones de US$ para este año (Informe de Tendencias del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, diciembre 2022); por el otro los subsidios energéticos según la misma fuente llegarán este año a los 13.500 millones de US$ es decir 2,4% del PIB. Este impacto del sector energético sobre la economía no es sostenible.

El dato positivo es que la industria del petróleo y del gas natural han reaccionado a las nuevas condiciones del mercado y en una hazaña tecnológica de nuestros profesionales han sacado de las profundidades de Vaca Muerta un 53% más de petróleo y un 8,5% mas gas que en 2021. Con esto mas que compensan la caída de la producción convencional, pero todavía estamos lejos de los niveles de producción de petróleo y gas natural de fines del siglo pasado. Tampoco se reflejan aun en las reservas del país.

La incorporación de energías renovables al sistema eléctrico nacional se ha frenado, y muy difícilmente alcancemos el objetivo de la ley 27.191 que establecía que el 20% de la electricidad consumida debía provenir de estas fuentes en 2025, nos quedan dos años o tres, este año la participación estuvo en el 13,2% en el promedio anual y no hay a la vista nuevos proyectos en construcción que permitan ser optimistas, a lo que hay que agregar una completa desorientación en como expandir el sistema de transmisión que permita transportar esa electricidad a los centros de consumo..

En este sentido, el Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” plantea profundas transformaciones institucionales en el documento de propuestas energéticas a llevar adelante en el periodo 2023-2027 y a posteriori, publicado en agosto de este año, entre los que se destacan: a) en el corto plazo la coordinación entre política energética y económica para abordar los problemas urgentes de la coyuntura, tarifaria y social; b) la elaboración de un Plan Energético Nacional por parte del Estado Nacional y aprobado por el Congreso de la Nación, para fortalecer y dar una dirección a las políticas publicas de largo plazo; c) reevaluar los proyectos de inversión publica en el sector energético que no hayan cumplido con las exigencias de la ley de inversión pública vigente, Nº 24.354, es decir es mandatorio la factibilidad completa de estos proyectos; d) reorientar los subsidios energéticos: un instrumento mal utilizado que nuevamente actúa como un factor distorsionante de la economía nacional, perjudicando además al desarrollo sostenible del sector energético, hacia una herramienta enfocada en los sectores sociales que realmente los necesitan; e) establecer mecanismos de formación de precios racionales para el petróleo y sus derivados, alineados con los precios internacionales en condiciones FOB de exportación desde puertos argentinos, para el gas natural ídem anterior mediante mecanismos de subastas; f) reorganizar completamente el sector eléctrico, comenzando con las funciones que actualmente cumple CAMMESA, devolver a esta empresa su misión original que es la Organismo Encargado del Despacho (OED), a cargo de las transacciones comerciales del sistema; g) terminar con la intervención de los entes reguladores, unificar ambos organismos ENRE y ENARGAS en un único Ente Regulador Nacional de Servicios Públicos, eligiendo a sus autoridades por concurso público y oposición de antecedentes; h) implementar y financiar una política agresiva de eficiencia energética.

Esta larga lista de propuestas también forma parte de los elementos y documentos que las distintas Fundaciones de Juntos por el Cambio están discutiendo actualmente, para incorporar en los planes futuros de gobierno, si llegara el caso.

En síntesis, para el próximo año, en un mundo en ebullición y un país inmerso en su grave crisis económica, no permite soluciones simples y va a requerir un trabajo coordinado, arduo y complejo para poner al país a la altura de nuestras ambiciones. La herencia que deja la actual administración es muy pesada, en tres años han pasado tres secretarios de Energía, decenas de funcionarios, todos con ideas muy distintas, sin un mandato claro y con muy pobres resultados.

* Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

Por Gustavo Castagnino *

El sector renovable se presenta como un eje fundamental para el cambio de matriz energético. Indudablemente la transición energética es una de las principales soluciones a la crisis que nos encontramos atravesando a nivel mundial y las energías limpias juegan un papel fundamental en este contexto para continuar avanzando en la mitigación del cambio climático. Es por esto que la energía eólica y solar se vuelven imprescindibles para lograr torcer el rumbo de la crisis ambiental que atravesamos. Sabemos que Argentina es un país con enormes territorios para potenciar los diferentes proyectos energéticos amigable con el medioambiente. En nuestro país, hay más de 5100 MWh de potencia instalada en energías limpias pero el sector renovable aún tiene un largo camino por delante para seguir avanzando con una mayor participación en la matriz energética. 

Por empezar, el gran cuello de botella que hoy atenta contra el crecimiento de las energías limpias tiene que ver con la capacidad de transporte. La red de transporte de energía eléctrica es aquella parte del sistema de suministro eléctrico que se encuentra formada por los elementos necesarios para llevar la energía eléctrica generada en las centrales, hacia los puntos de consumo. Los parques eólicos y solares, por ejemplo, se encuentran alejados de las ciudades por lo que obligatoriamente se requiere un sistema de transporte adecuado para poder conectar la oferta y la demanda. Hoy, esas líneas de transmisión carecen de una mayor tecnología y necesitan ser más confiables y accesibles para funcionar en todo su potencial. 

De acuerdo a nuestro marco regulatorio, la energía proveniente de recursos renovables tiene prioridad de despacho. La energía limpia, incluso, hoy es más competitiva que las convencionales por eso, si nuestra premisa es avanzar a pasos firmes hacia la transición energética y cumplir con las metas de descarbonización propuestas tanto por Argentina como por el Acuerdo de París, son necesarias muchas obras de infraestructura que permitan que la enorme demanda de energías renovables pueda ser alcanzada por la oferta. Por eso es importante que podamos continuar trabajando a nivel nacional en acceso a financiamiento y soluciones concretas para la expansión del sistema de transmisión. Poner el foco en este asunto es fundamental porque de nada sirve aumentar la capacidad de generación limpia si no existe una red eléctrica que pueda llevar la energía a donde esté la demanda en ese momento. 

Por otra parte, es importante que la promoción de energías renovables sea una política pública en las próximas décadas. Los cambios de gobierno no deben generar cambios de políticas bruscas que generen un clima de no inversión por eso es preciso contar con una estabilidad que garantice una mayor penetración de las energías renovables. Esto ha venido ocurriendo con las últimas tres administraciones, desde 2015 en adelante. Asimismo, es importante contar con una articulación entre el sector público y privado que permita incentivar las inversiones y la participación de energías limpias en la matriz energética porque hay muchos actores, como Genneia, que están decididos a seguir haciendo crecer la participación de las renovables y continuar invirtiendo en este importante camino hacia la carbono neutralidad. 

La Conferencia de Partes (COP27) que se llevó a cabo en Egipto en noviembre, no obtuvo los resultados que esperábamos y sabemos que no es un camino sencillo, pero estos últimos años fueron cruciales para la concientización sobre la crisis climática. La responsabilidad asumida por los distintos actores sociales es enorme y las iniciativas ecológicas que favorecen la adopción de un perfil más sustentable ya no parten solamente del compromiso de los consumidores, sino que las empresas están tomando conciencia en este asunto. La agenda de los inversores hoy está guiada por 3 letras: ESG. Los aspectos ambientales, sociales y de gobernanza son de extrema importancia a la hora de definir el perfil de una empresa por eso la demanda corporativa ha crecido exponencialmente y desde Genneia hemos podido observar como durante este año, el sector privado ha asumido el compromiso de cambiar su perfil energético. Es fundamental poder impulsar a las empresas que en materia de sustentabilidad estén comenzando a dar sus primeros pasos. La tendencia es crear entornos más verdes y nosotros, como industria debemos ser empáticos con el contexto que se presenta y ofrecer soluciones concretas que siga estimulando el crecimiento corporativo. 

Entendiendo, entonces, que las energías renovables juegan un papel fundamental en el medioambiente, también representan un pie de apoyo importante para la economía. Recientes estudios llevados a cabo por la Cámara Eólica Argentina (CEA) han demostrado que durante el 2021 la industria eólica generó un ahorro de divisas de USD 800 millones y en el año 2022 fue de USD 3250, lo que fue clave para sustituir importaciones de gas y desarrollar capacidades productivas. En definitiva, incluir las energías renovables durante los últimos años, ha permitido garantizar la seguridad energética incluso durante la peor sequía de la última década. 

El cambio está ocurriendo y las medidas que debemos adoptar deben ser cada vez más rápidas y por ello es preciso que aparezcan herramientas que permitan un proceso viable para poner en acción a los mercados. Desde Genneia, en 10 años generamos un cambio de matriz energética que pocas compañías han dado. Nuestro liderazgo indiscutible en el sector renovable es fruto de la audacia y la inversión de más de 1.100 millones de dólares en los últimos 5 años que nos han permitido posicionarnos como la empresa número 1 en Argentina en energías limpias, en un contexto cada vez más competitivo. Por supuesto que nuestro objetivo para el próximo año es seguir creciendo y ahora encaramos nuevos proyectos por otros 400 millones de dólares más.  Para el 2025 debemos lograr la meta de llegar al 20% de capacidad instalada eléctrica a partir de energía limpia y es necesario seguir trabajando para lograrlo. Es importante entonces, marcos regulatorios y búsqueda de objetivos que nos lleven a una inversión continua en las redes con el propósito de adaptar nuevas tecnologías para cubrir la demanda eléctrica. El futuro es hoy y las energías renovables son fundamentales para la reconversión de la matriz energética mundial y el eje hacia una generación más sustentable. La transición hacia una economía neutra en materia de contaminación ambiental es el único camino que tenemos para torcer el rumbo de la crisis ambiental que nos encontramos atravesando. 

* Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia

Por Oscar Dores *

El mundo cambia cada vez más vertiginosamente y no hay dudas de que la tecnología es uno de los pilares fundamentales de las transformaciones que vivimos cotidianamente. Además, la Pandemia de Covid-19 aceleró la implementación global de plataformas y de reformas laborales que, tal vez, se estaban pensando para más adelante.

Esas modificaciones, a veces tildadas de revoluciones, tienen un eje imprescindible sin el cual no podrían llevarse a cabo: la energía.

La energía es el cimiento de todo cambio tecnológico. Y por eso, los países cobijan tanto sus recursos energéticos.

Argentina es, y esto no es ninguna novedad, un país con muchos recursos energéticos. Esto no significa que le sobre: por ejemplo, no es un país petrolero, es un país con petróleo; y pese a que tenemos una gran reserva de gas en nuestro subsuelo, aún no ha podido explotarse en todo su caudal y atender debidamente a todas las regiones del país. 

Por otro lado, en cuanto a energía eléctrica, Argentina goza de una geografía que abre un gran abanico de posibilidades de cara al futuro, desde energía solar a eólica, geotérmica o hídrica. Algunas, ya están siendo explotadas desde hace años de manera muy positiva. No obstante, el país sigue teniendo una matriz energética concentrada en la energía térmica que depende del combustible derivado del petróleo, un combustible caro y no renovable. 

Hacia una nueva matriz

Un mundo que transmuta constante subido a una dinámica que demanda más energía, como por ejemplo la posibilidad de un parque automotor eléctrico, sumado a una matriz poco diversa no es un futuro deseable.

Sí lo es apostar a la diversidad energética, que da muchas más herramientas para satisfacer una demanda energética creciente. Se estima que, en los próximos diez años, la demanda eléctrica podría crecer entre un 30 y un 40 por ciento, lo cual es bueno. Esto implicaría un consumo de potencia de poco más de 10.000 MW al actual, redondeando 38.000 MW. 

Estas cifras deben ser los disparadores de acciones, en concreto de obras, para atender al crecimiento. El aumento de la demanda eléctrica es necesariamente un factor de desarrollo para el país, porque está basado en un consumo que incluye lo domiciliario, lo comercial y lo fabril. 

Para que el país pueda hacer frente a esta demanda sin inconvenientes, debemos actuar hoy. Y no solamente pensando en la infraestructura necesaria para la generación que, desde ya, es clave. Si no también reforzando las redes de transporte en alta tensión que lleva de un punto a otro la energía eléctrica con la calidad y la seguridad necesarias para un consumo satisfactorio.

Las redes de transporte eléctrico en alta tensión son como las autopistas de un país: conectan ciudades y permiten el intercambio de recursos, entre otras muchas cosas. Sin ellas, seríamos regiones aisladas.

Por tanto, con el transporte eléctrico, el Norte puede favorecerse con la energía eléctrica generada en con los parques eólicos del Sur (donde existe un potencial único en el Planeta) o la Patagonia puede beneficiarse de las represas de Cuyo o de la Mesopotamia. A su vez, en los grandes centros urbanos se puede atender a la alta demanda sin perjudicar a los centros económicos regionales y apuntalar la falta de gas natural en zonas donde la red no llega.

Inversiones eficientes

Reforzar el transporte eléctrico no solamente contribuye a tener una matriz energética más diversa y, por ello, más segura y sustentable, sino que, además, permitiría un ahorro económico en las necesarias inversiones y un desarrollo regional más acorde a un país federal, donde deben igualarse las posibilidades de crecimiento de las economías provinciales.

De acuerdo a estudios llevados adelante en el sector eléctrico, invertir para incrementar la red de transporte eléctrico en Alta Tensión permitiría afrontar el crecimiento de la demanda y, a su vez, la radicación de nuevas inversiones en sitios que hoy no están siendo considerados por no existir esta “autopista” que los conecta con el consumo. Pero, fundamentalmente, permitiría hacer despachos más económicos, con el ingreso de generación más eficiente, lo que implica una tarifa más baja en el costo de la energía. 

Con una inversión de 6.800 millones de dólares, se podrían sumar 9.000 km más de Líneas en Alta Tensión (un incremento del 28% en comparación con la red actual), y 16.000 MVA de potencia de transformación (una suba del 42% en relación a la actual). Esto implicaría, además de generar puestos de trabajo temporales y permanentes, una baja en las tarifas que, indirectamente y teniendo en cuenta la carga de subsidios afrontada por el Estado Nacional, finalmente financiarían esas obras. 

Si tenemos en cuenta el Plan Federal Regional III, que destinaría casi 800 mil a este tipo de obras, esa inversión se reduciría a unos 6.000 millones de dólares. 

Argentina puede. Argentina debe. Argentina sólo tiene que decidir.  Otros países no cuentan con recursos, Argentina, sí. Y no sólo recursos naturales sino también recursos humanos. Lograr un mayor desarrollo energético es indiscutidamente mejorar la calidad de vida. Ahora, fomentar inversiones para favorecer a las economías regionales es, sin dudas, apuntar a un país más federal y más justo socialmente.

 *Presidente de GASNEA

Por Agustín Torroba *

Los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés), forman parte de la innovación más prometedora para descarbonizar al sector aéreo. En línea con las acciones adoptadas a nivel global, el sector de la aviación ha establecido medidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, logrando la neutralidad de carbono a partir del 2020 y apuntando alcanzar cero emisiones netas de CO2 para 2050. Para ello, se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.

Existen nueve rutas tecnológicas aprobadas para producir SAF, siendo aquellas provenientes de materias primas biológicas las más desarrolladas. De allí que los biocombustibles de aviación serán en el corto y mediano plazo la mayor parte del SAF producido y consumido a nivel mundial. 

Las rutas tecnológicas aprobadas bajo norma ASTM, permiten que el mencionado biocombustible de aviación o biojet sea mezclado hasta en un 50 % con el combustible fósil convencional. Actualmente, se están desarrollando pruebas para elevar dicho porcentaje.

¿Por que los biocombustibles de aviación son importantes para Argentina? 

En primer lugar, porque es una tendencia mundial, encabezada por la Organización de Aviación Civil Internacional (OACI), la cual ya tiene muchos Estados nacionales y subnacionales con compromisos asumidos, y será muy difícil que nuestro país quede al margen.

Es especialmente relevante el timming de adopción: por la elevada escala de esta industria, si otros países vecinos se adelantan a forjar plantas de biojet, Argentina podría quedar relegada al haber una capacidad instalada suficiente a nivel regional. De allí la importancia de no “dormirse en los laureles”. 

Contribución al cumplimiento de emisiones cero netas

de carbono para 2050 en aviación

Fuente: IATA (2022)

Adicionalmente, y no menos importante, la única ruta tecnológica desarrollada a escala comercial, se denomina HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids), y utiliza aceites vegetales y grasas como principal materia prima. Argentina, al ser el primer exportador mundial de aceite de soja, cuenta con una posición privilegiada para desarrollar esta industria. Además, otra de las rutas tecnológicas más desarrolladas (en vías de alcanzar la madurez comercial) utiliza al alcohol (la ruta se conoce como alcohol to jet) como principal materia prima. Cabe recordar que Argentina posee una industria desarrollada de bioetanol combustible a base de caña de azúcar y maíz. Industrializando solamente 1,5 millones de toneladas de maíz, de las 30 millones que exporta sin procesamiento, posee un potencial de materias primas destacables a nivel mundial para articular un polo de producción de biojet en base a estas dos materias primas.

Fuente: elaboración propia en base a IATA (2022) y Torroba (2022)

El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo a la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 165 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol). Simplificando el problema: al mundo le llevó 20 años desarrollar una industria de biocombustibles terrestres de 165 millones de metros cúbicos. Ahora, en poco menos de 30 años, deberá construir una industria de casi 3 veces ese tamaño.

Algunos países de la región ya han avanzado en el dictado de marcos normativos y estrategias, mientras que otros han anunciado inversiones para construir plantas de biojet. 

Dado que el biojet será la próxima gran oleada de innovación e inversión en términos de biocombustibles, es importante para nuestro país empezar a trabajar el tema aprovechando las grandes ventajas comparativas en términos de materias primas disponibles y tradición en la producción y consumo de otros biocombustibles.

* Especialista Internacional en Biocombustibles Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura

Por Carolina Sánchez *

Arrancamos un año con el alivio por la victoria de las vacunas sobre el virus pandémico y con expectativas de recuperación económica. No fue evidente que resultáramos muy distintos ni mejores, como algunos esperanzados pregonaban.

Hacia fines de febrero, el mundo era sacudido (no sorprendido) con una operación militar especial rusa para defender la seguridad y la integridad territorial de un territorio cartografiado en Ucrania y autoproclamado ruso. Un hecho que marcó el inicio de una catarata de respuestas diplomáticas y sanciones económicas de corto plazo, con más éxito gestual que práctico, que movió el tablero energético global. 

Cuando Alemania suspendió la certificación del gasoducto Nord Stream 2, reconociendo que la decisión tendría consecuencias en el abastecimiento energético del país, inauguraba una sucesión de decisiones en materia energética en todo el continente. Entre ellas, la reapertura de centrales nucleares, grandes obras para la desgasificación de GNL en puertos del norte, el impulso de las energías renovables y la decisión de construir un corredor de hidrógeno verde (obra que originalmente se había planificado como un gasoducto) entre Portugal, España y Francia.

La situación se propagaba por Europa con medidas tarifarias así como acuerdos comerciales frenéticos antes de la llegada del invierno que ya impuso su gélida presencia.

De la actual crisis energética global, que rememora algunos aspectos de la crisis de los 70s, pero con reverberaciones en temas de seguridad nacional, energética y alimentaria bajo una atmósfera con niveles CO2 que están cambiando el clima, sólo sabemos cómo empezó. Nadie se arriesga a establecer cuándo se logrará un nuevo equilibrio de fuerzas.

Los precios del petróleo alcanzaron niveles altos, pero el gas natural presentó subas récord y se produjeron enormes transferencias de consumidores a productores. Los costos medios de la generación de electricidad aumentaron en un 90% a nivel global explicado por el aumento del precio de los combustibles. 

La suba de los precios amenaza el acceso a la energía. Se estima que unos 75 millones de personas que alcanzaron el acceso reciente a la electricidad podrían perder capacidad de pagarla y mas de 100 millones de personas en el mundo podrían volver a utilizar leña u otra biomasa para cocinar.

Al mismo tiempo, las inversiones en eficiencia energética orientadas a edificios, transporte público e infraestructura para movilidad eléctrica, incrementaron un 16% respecto a 2021 alcanzando los 560 Billones de dólares, lo que la Agencia Internacional de Energía señala como un posible punto de inflexión a partir del cual se esperan mayores negocios.

Mientras tanto, en los 3 primeros trimestres de 2022, se debilitaron los anuncios de nuevos proyectos de inversión pero con diferencias entre países desarrollados y en desarrollo. A nivel global, los flujos de inversiones extranjeras directas hacia las economías desarrolladas fueron un 22% mas bajos en el segundo trimestre (en relación a 2021), con 137 mil millones de dólares estimados en un informe de la UNCTAD. En cambio, en economías emergentes las inversiones  mostraron cierta resiliencia, con un discreto aumento de un 6% respecto al año anterior, alcanzando 220 mil millones de dólares. 

La evolución de las energías renovables, presenta fuertes desafíos e implicancias geopolíticas, respecto a la volatilidad de los precios de la energía de origen fósil, la creciente demanda de minerales críticos y la seguridad energética. Por su parte sobre el seguimiento de casi 1600 medidas financieras gubernamentales de 67 países que hace la Agencia Internacional de Energía, se observa un apoyo financiero sin precedentes a la transición hacia energías limpias y medidas de amortiguamiento del impacto de los precios de los combustibles para los consumidores. Mientras tanto, crece la capacidad de generación renovable, aumenta el empleo en industrias relacionadas y tienden a converger los costos de generación para las fuentes solar fotovoltaica y eólica, siendo la eólica on shore, la de menor costo de generación por kWh.

El último reporte especial de la Agencia Internacional de Energía publicado en noviembre pasado, concluye en la necesidad de reducir las emisiones relacionadas con el uso de carbón como prioridad para cumplir los compromisos del Acuerdo de Paris; el 36% de la energía eléctrica global generada en 2021 provino de este recurso, la segunda fuente después del petróleo. Pero esta prioridad debe lidiar con algunos desafíos: un modesto incremento en el uso de carbón frente al alza de los precios del gas natural con, además, la concentración geográfica de las grandes minas de carbón que lo abastecen y sus efectos locales en el empleo. Hay en el mundo 9000 plantas energéticas basadas en carbón, con una capacidad de 2185 GW, de las cuales el 75% están ubicadas en mercados emergentes y países en desarrollo.

La última cumbre climática, la número 27, dejó más claro el diagnóstico, más explícita la complejidad geopolítica, más amplia la brecha entre lo que se logró en materia de “acción climática” y lo que la “ambición” pretendía y una sensación de “preocupación” y de “no alcanzar” los objetivos planeados. Como aplaudido resultado, un antifebril para los síntomas del problema: las compensaciones por pérdidas y daños a los países perjudicados por el cambio climático. Sabe a poco.

Hacia el final, cerramos con un mundial de futbol en tierras de abundancia y poco apego al recato del consumo energético, pero que por estas tierras gauchas está trayendo mucha alegría… y esperanza de campeón. Lo que viene son más desafíos en seguridad energética (¿una oportunidad para todas las fuentes de energías y el fortalecimiento de los sistemas integrados?  ¿Un impulso para la generación distribuida?), la asequibilidad, la resiliencia frente a la volatilidad de precios de las energías fósiles y la descarbonización. La energía como motor de un mundo cambiante.

* Profesora Titular, Maestría en Gestión Ambiental. Escuela de Negocios. Universidad Católica de Salta.

Mauricio E. Roitman.

Han transcurrido más de 30 años desde que se crearon las primeras agencias reguladoras energéticas independientes en Latinoamérica. Argentina fue uno de los países líderes en la región en implementar aquel paradigma institucional. Ejemplo de ello fue la creación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La creación de esos reguladores energéticos de jurisdicción nacional obedeció a un contexto particular donde se conjugaron programas de privatización de empresas públicas y de promoción de la iniciativa privada a través de concesiones, tratados internacionales de protección de la inversión extranjera, liberalización y desregulación de mercados, que implementaron varios de los países latinoamericanos en la década de los 90´s y que de alguna manera dio forma a un protocolo de gobernanza regulatoria resumida muy bien por Brown et al. (2006) al que hoy en día podemos llamar ya “paradigma clásico”[1].

Esos desafíos “clásicos” de los reguladores se resumen en diez principios: 1) Independencia; 2) Rendición de cuentas; 3) Transparencia y participación pública; 4) Previsibilidad; 5) Claridad de roles; 6) Integridad y claridad de reglas; 7) Proporcionalidad; 8) Atribuciones necesarias; 9) Características institucionales apropiadas; y 10) Integridad.

Tanto ENRE como ENARGAS alcanzaron maduración operativa y de gestión. Sin embargo, sus capacidades institucionales y la calidad y transparencia del proceso regulatorio se encuentran condicionadas por distintos desafíos, algunos de antigua data que persisten (vinculados al paradigma clásico) y otros nuevos.

La persistencia de problemas clásicos y los nuevos desafíos de la gobernanza regulatoria argentina

En América Latina, la transformación inicial de los sectores regulados fruto de las reformas dio paso, luego de recorridos diversos, a nuevos desafíos de distinto calibre y con dimensiones de complejidad diferentes a las de aquella primera época orientada principalmente a la búsqueda de ganancias de eficiencia (Durand & Pietikäinen, 2020)[3].

Sin embargo, en el caso de Argentina, los problemas macroeconómicos y políticos fueron condicionando de diversa manera la actuación y eficacia de los reguladores en un contexto de una alta injerencia e intervención del poder político en, al menos, los últimos quince años, con un breve periodo de dos años de normalidad institucional. Esas alteraciones macroeconómicas y políticas fueron la excusa por la cual de “batir el parche” por el peligro de la captura del regulador por las empresas reguladas se pasó, sin solución de continuidad, a una lisa y llana captura política del regulador, a la manera de un “botín”.  

Los entes reguladores de energía de Argentina enfrentan en la actualidad desafíos diversos, entre ellos algunos clásicos problemas de la práctica regulatoria post reforma de los años 90’s que habían comenzado a resolverse con la normalización institucional de 2017 y que nuevamente volvió a la transitoriedad irregular con las nuevas intervenciones del año 2020. Estas irregularidades pueden resumirse en las siguientes: a) el grado de autonomía funcional de los reguladores y el respeto de la institucionalidad[4]; b) lo poco “adecuados a su función” que resultan hoy estos organismos[5]; c) el sobredimensionamiento de personal (no idóneo mayormente)[6]; d) la falta de integralidad en la regulación respecto de nuevos ejes transversales y complejos como la transición energética y la revolución digital y de datos; e) el problema del federalismo regulatorio; y f) el grado de transparencia institucional y participación activa. 

Los nuevos de desafíos de los reguladores energéticos argentinos tienen que ver, entre otros con: i) la reducción y simplificación regulatoria; ii) la transformación digital; iii) la regulación basada en evidencia con foco en la innovación y centrada en los servicios al usuario; iv) los incentivos a una regulación sostenible, con foco en la adaptación y mitigación del cambio climático; y v) el acceso y asequibilidad de los servicios públicos.

La literatura de economía de la regulación vinculada a la reforma de los años 90’s en los sectores de servicios públicos, infraestructura y energía de América Latina y, principalmente, aquella que comenzó a analizar el impacto y los resultados de dichas reformas, generalmente ponía énfasis en el concepto de autonomía del regulador como sinónimo de buena gobernanza institucional[7].

La cuestión clave es si la autonomía de los reguladores sigue siendo per se un concepto tan relevante y si esa autonomía debe o no ser balanceada mediante una mayor coordinación entre la administración central del gobierno y los reguladores autónomos[8].

En este punto cabe sopesar, por un lado, la necesidad de pautas objetivas para la regulación que permanezcan más allá de los cambios de administración política (a lo que conduce tal independencia funcional) y, por otro lado, la responsabilidad política que asume el gobierno central por decisiones del regulador autónomo, muchas veces de alto impacto en la vida cotidiana de los ciudadanos, sobre las cuales no tendría mayor intervención. De allí que se imponga una solución que intente compatibilizar ambas circunstancias sin menoscabar la independencia del regulador[9].

En el derecho argentino, se ha sostenido que el artículo 42 de la Constitución Nacional da a los entes de regulación y control una existencia necesaria, de la que derivan sus facultades y su ámbito de autonomía[10]. Si bien esto se sostiene en la doctrina, en la práctica, la discusión sobre la autonomía funcional engloba temas diversos como, por ejemplo, la efectiva independencia del regulador a la hora de disponer de fondos propios o su condicionamiento por parte de algún organismo de la administración central. La realidad regulatoria de Argentina de los últimos años muestra que la autonomía “de jure” no necesariamente implica una autonomía “de facto”, y viceversa. 

Un primer desafío que suelen afrontar los reguladores es la interferencia política en la toma de decisiones técnicas. Algunos (malos) ejemplos en este sentido son las sucesivas intervenciones del gobierno central en los reguladores de electricidad y gas de Argentina para revisar las tarifas bajo un argumento de emergencia (en varias oportunidades) y nombramientos irregulares que no siguieron los procedimientos legales establecidos con muy poca trascendencia e impacto tanto en las asociaciones de usuarios y consumidores, asociaciones empresarias, partidos políticos, en el parlamento y en la prensa, casi naturalizando de esa manera esa práctica institucional anómala[11]. Otro inconveniente casi sistemático y extendido en la región y que afecta también a los reguladores argentinos es el referido a las limitaciones en materia financiera. Si bien a varios de los reguladores se les otorga autarquía financiera “de jure”, ello en la práctica encuentra diversas limitaciones.

Más allá de estos problemas clásicos de menoscabo de la independencia del regulador, un nuevo enfoque del problema apunta a considerar que la coordinación puede ayudar a mejorar su autonomía en la práctica, articulando la gobernanza del regulador a nivel externo, con terceras instituciones, e interno, con miembros de la propia organización.

Adicionalmente, las provincias y el poder legislativo deberían ser aliados importantes a la hora de la construcción y defensa de la autonomía de los reguladores de los posibles abusos de la Administración Central, sobremanera si el Congreso (principalmente el Senado) tiene mayor injerencia en los nombramientos de los directores de los organismos y establece una relación de trabajo e intercambio de información fructífera para ambos, cultivando en la práctica un verdadero federalismo regulatorio.

Por otra parte, una correspondencia entre los instrumentos regulatorios y los objetivos específicos de política ayuda a que los ministerios (o la administración central en general) perciban la contribución efectiva del regulador al logro de los objetivos de la política pública, lo cual desincentiva cualquier posibilidad de interferir en la autonomía del regulador al percibirse que el beneficio de una coordinación efectiva excede largamente cualquier costo de interferencia política.

En efecto, la coordinación genera confianza y, a la vez, crea sinergias que permiten mejorar la gobernanza regulatoria. Agendas regulatorias transversales como la de la transición energética o la transformación digital y de los datos pueden servir para estimular el diálogo, la coordinación y la innovación conjunta entre los reguladores y las autoridades de la administración central. La incorporación de los reguladores a marcos y estándares internacionales de gobernanza como los de OECD también permiten ganar reputación de excelencia y confianza por parte del Ejecutivo, utilizando este último esa opción como una forma de supervisión especializada sobre los Entes.     

Otra posibilidad concreta de coordinación y aprovechamiento de capacidades y conocimientos específicos de cada ente es que el regulador sea una especie de fiscal de la competencia frente al organismo responsable de esa política, Comisión o Tribunal Nacional de Defensa de la Competencia, para el mejor funcionamiento y monitoreo de los mercados potencialmente competitivos vinculados a la actividad regulada.

Una agenda para la mejora regulatoria en Argentina de cara a 2023

Las recomendaciones para la mejora de la gobernanza regulatoria en Argentina incluyen necesariamente medidas que apuntan a resolver los problemas clásicos y los nuevos desafíos de los reguladores, a saber: i) fusión del ENRE y el ENARGAS en un solo regulador de jurisdicción federal, teniendo en cuenta tendencias de la industria energética (Ej.: transición energética, digitalización, etc.) a la manera de OFGEM (GB) y FERC (EE.UU.) y aprovechando las iniciativas de las últimas dos administraciones de descentralizar la regulación de la distribución eléctrica de jurisdicción aun federal (AMBA); ii) reformas pendientes de primera generación, con desintegración vertical sin excepciones; iii) reformas de segunda generación, en la última milla de los servicios públicos con énfasis en la competencia y en la digitalización del servicio[12]; iv) adecuación de la planta óptima de personal y creación de la carrera administrativa del nuevo regulador energético federal; v) modificaciones legales de los marcos regulatorios para que el Congreso deba aprobar explícita y formalmente la designación y remoción del Presidente, Vicepresidente y demás directores de los reguladores, previo concurso, propuesta de terna y elevación por parte del Poder Ejecutivo Nacional con flexibilidad para que cada nueva administración política pueda reasignar las funciones de Presidente y Vicepresidente sin alterar la composición del directorio del nuevo organismo; vi) modificaciones legales para que el nuevo regulador federal tenga atribuciones como fiscal especializado con foco en los mercados potencialmente competitivos del área energética; vii) modificaciones al mecanismo de financiamiento del nuevo regulador para permitir que sus fondos no ingresen al Sistema de Cuenta Única del Tesoro, ni puedan ser objeto de limitaciones en su normal proceso de ejecución presupuestaria; viii) simplificación administrativa y digitalización completa del organismo; ix) establecimiento de protocolos para una adecuada coordinación con otros organismos; x) procesos más transparentes, datos abiertos y participación activa de los grupos de interés; xi) trabajo continuo de perfeccionamiento y simplificación de las regulaciones y de la productividad e innovación de la industria que regula; xii) uso de herramientas de analítica de datos, protegiendo la privacidad de los usuarios; xiii) regulaciones basadas en evidencia y centradas en el usuario, utilizando herramientas y modelos de gestión regulatoria ágiles e innovadores; y xiv) un manejo reputacional cuidadoso, acorde con una adecuada y moderna comunicación institucional.

El próximo año 2023, especialmente a partir del nuevo período de gobierno que comenzará en diciembre, puede ser una gran oportunidad para construir un nuevo y mejor regulador para la transición energética.  

* Ex presidente (por concurso) del ENARGAS (2018-2020). Director adjunto de la Maestría en Desarrollo Energético Sustentable del ITBA.  

[1] Un antecedente que detalla varios de los argumentos expuestos en este artículo derivan de los siguientes trabajos:

Roitman, Mauricio E., Calle, Jean P. & López Azumendi, S., (2021), “El derrotero de las agencias regulatorias en américa latina y el caribe: en busca de la gobernanza efectiva”, trabajo realizado para CAF, Mimeo, 16 de septiembre de 2021.

Roitman, Mauricio E. & Valdéz, Marcela P., (2022), Agencias regulatorias para la transición energética: la necesaria reforma de los reguladores energéticos argentinos, XVI Congreso Iberoamericano de Regulación, “Regulación en tiempos de cambio: desafíos y propuestas”, 2-3-4 de noviembre, Lima, Perú.

[2] Brown, A. C., Stern, J., & Tenenbaum, B. (2006), “Handbook for evaluating infrastructure regulatory systems”, (with Defne Gencer), The World Bank. 

[3] Durand, A. & A. Pietikäinen (2020), “The governance of regulators in Latin America: Evidence from the 2018 Indicators on the governance of sector regulators”, OECD Regulatory Policy Working Papers, No. 13, OECD Publishing, Paris, https://doi.org/10.1787/0e9705e3-en.

[4] El ENARGAS estuvo intervenido por el PEN 13 de los últimos 15 años.

[5] Según informe del JGM al Congreso, mientras el ENRE pasó de un crédito vigente de presupuesto de $ 788.360.454 en 2019 a $1.465.858.800 en 2022 (+85,9 %), el ENARGAS pasó de $1.379.682.252 en 2019 a $ 5.348.067.114 en 2022 (+287,6 %).

[6] Según informe del JGM al Congreso, mientras el ENRE pasó de 403 empleados en 2019 a 413 en 2022 (+2,5 %), el ENARGAS pasó de 413 en 2019 a 586 personas en 2022 (+41,9 %, a septiembre de 2021). Hoy en día, la página web del organismo directamente no informa cuantos empleados prestan servicio.

[7] Esta discusión regulatoria toma elementos teóricos de la discusión sobre autonomía de los Bancos Centrales según Trillas (2010).

[8] Al referirnos a autonomía en este documento se lo hace en el sentido de autonomía funcional, no constitucional.

[9] Respecto de este contrapunto resulta interesante analizar, respecto de la independencia: “El Estado Neutral. Contribución al Estudio de las Administraciones Independientes” de José Manuel Sala Arquer, Revista Española de Derecho Administrativo N°42 y sobre la responsabilidad política: “Las Agencias Independientes: un análisis desde la perspectiva jurídico constitucional” de Juan María Bilbao Ubillos, https://www.boe.es/biblioteca_juridica/anuarios_derecho/abrir_pdf.php?id=ANU-A-1999-10016300182.

[10] Reiriz, María Graciela “Autoridades Administrativas Independientes para la regulación y control de los servicios públicos” en libro colectivo en homenaje al Dr. Agustín Gordillo.

[11] https://www.ariae.org/file/3673/download; https://acij.org.ar/el-directorio-del-enargas-fue-designado-de-modo-irregular-infocivica-2/  

[12] López Azumendi, S., & Roitman, M. (2022 February 10). “Estados ágiles en América Latina: la transformación digital de los reguladores económicos”. Caracas: CAF. Retrieved from http://cafscioteca.azurewebsites.net/handle/123456789/1873