Escribe Raul D. Bertero *

Esta nota fue especialmente escrita por el Ing. Raúl Bertero en el 30 Aniversario de Energía&Negocios

Objeto y alcance

El buen funcionamiento de los sistemas de gas natural y de electricidad dependen de una adecuada coordinación y efectivo desarrollo del conjunto interactivo formado por las tres “R”: Recursos, Redes y Reglas.

Estos elementos interactúan entre sí y no son constantes en ningún lugar del planeta ya que se encuentran sometidos a las oscilaciones de la oferta y la demanda, las políticas energéticas (o su falta) de los distintos gobiernos y la forma adoptada para el financiamiento de las expansiones del sistema. Se analiza en este trabajo la evolución del sistema argentino de gas natural (Recursos, Redes y Reglas) desde su privatización en los 90 hasta la actualidad. En las conclusiones se plantea una posible explicación de las causas principales y las decisiones estructurales que condujeron a los fuertes desequilibrios sufridos por el sistema energético, así como su influencia en la macroeconomía argentina, después de la gigantesca crisis económica del 2001.

Intruducción al sistema argentino de gas natural

Es importante tener en cuenta que la Argentina es el único de los grandes sistemas de gas natural del mundo con fuerte estacionalidad que no tiene almacenamientos significativos dentro de su sistema.
Esto trae aparejado una dificultad estructural en el manejo de la estacionalidad de la demanda. Este “swing” invernal se puede definir y cuantificar a partir del crecimiento de la demanda prioritaria. En la Argentina esta demanda, formada por los usuarios residenciales, comerciales y entidades públicas esenciales, pasa de unos 20 MMm3/d en un día normal fuera del invierno, a un valor de casi 100 MMm3/d en los días más fríos (valor máximo alcanzado el 30 de junio de 2025).

En la Fig. 1 se pueden ver las entregas promedio mensual por tipo de usuario del sistema argentino de gas natural (1993-2025). Debe tenerse en cuenta que las entregas no reflejan la demanda real de gas natural ya que en muchos casos hay una demanda insatisfecha, ya sea por falta de transporte o por falta de gas natural. A modo de ejemplo se pueden ver en la figura las exportaciones de gas natural (fundamentalmente a Chile) en crecimiento desde 1997 hasta el 2006, cuando prácticamente desaparecieron como consecuencia del faltante de gas natural en Argentina. Una estimación de la demanda potencial promedio mensual del sistema argentino actual se puede ver en la Fig. 2. La demanda potencial promedio mensual máxima ronda los 180 MMm3/d, en tanto que la demanda fuera del invierno es de unos 120 MMm3/d. Una medida de la estacionalidad de la demanda resulta de dividir esa diferencia de demanda potencial por la demanda fuera del invierno (= 60/120= 0.50), es decir un incremento de demanda estacional del 50% por sobre la demanda base.
La capacidad de transporte óptima requiere de un factor de carga de los gasoductos (relación flujo promedio anual/capacidad) elevada.

Como se ve en la figura, se puede estimar que una capacidad adecuada en el sistema de transporte de Argentina sería de alrededor de 150 MMm3/d de capacidad firme real (es decir que exista capacidad de inyección para ese transporte), debiendo cubrirse el resto (unos 30 MMm3/d) con GNL cerca de la demanda. Debe notarse que estos valores son promedios mensuales. Los valores máximos diarios de demanda potencial en un invierno frío alcanzan los 200 MMm3/d, siendo inevitable restricciones adicionales a la demanda de gas natural en los días más fríos del invierno. Como veremos a continuación, es la forma en que el sistema de gas natural ha podido resolver la estacionalidad de la demanda lo que permite clasificar desde el punto de vista físico (no regulatorio o económico) las distintas etapas del sistema de gas natural en los últimos 30 años de Argentina.

Las cuatro etapas del sistema argentino de gas natural desde el punto de recursos y redes

Posiblemente, la mejor manera de identificar las distintas etapas del sistema argentino de gas natural en los últimos 30 años es analizar el comportamiento de los volúmenes promedio mensuales inyectados en los gasoductos desde las distintas cuencas (Fig. 3).
Mirando la Fig. 3, particularmente la inyección desde Neuquén (gasoductos NEUBA, Centro Oeste y desde 2023 el Gasoducto Perito Moreno), se pueden identificar las siguientes etapas:

a) 1993-2004. “Swing” invernal dependiente del factor de carga de los gasoductos con una producción de gas fuertemente estacional acompañada hasta el 2001 por una ampliación continua de la capacidad de transporte.
b) 2005-2012. “Swing” invernal resuelto por la generación térmica reemplazando gas natural en el invierno por volúmenes crecientes de combustibles líquidos (gas-oil/fuel-oil) y, eventualmente, restricciones a las industrias.
Esta etapa se caracteriza por una marcada disminución de la producción nacional de gas, utilizando la restricción a las exportaciones y la importación de Bolivia para completar el abastecimiento de la demanda interna.
c) 2013-2019. “Swing” invernal cubierto por combustibles líquidos y GNL. La aparición del GNL en el sistema permitió incrementar la oferta de gas natural sin inyecciones adicionales significativas de los productores en el invierno.
Crece también fuertemente la importación desde Bolivia con un promedio mensual de unos 20 MMm3/d para completar el abastecimiento interno y aumentar la inyección de gas natural al sistema

d) 2019 en adelante. Esta etapa se caracteriza por la expansión de la producción del gas no convencional en Vaca Muerta, volviendo a aparecer la estacionalidad de la inyección de los años 90. Se aprecia también en esta etapa la fuerte declinación de las importaciones de Bolivia, la declinación de la producción del sur y el aumento de la capacidad de transporte desde Neuquén con la puesta en marcha del gasoducto Perito Moreno. Las rutas de transporte de los 90 cambian fuertemente ya que la inyección desde el norte cae a valores mínimos y tiene que ser reemplazado por gas de Neuquén cambiando el sentido de flujo del gasoducto Norte.

En la Fig. 4 se puede apreciar en forma más detallada la evolución de la forma de abastecimiento del invierno en el sistema argentino de gas natural. Arriba a la izquierda se muestra la inyección promedio mensual de GNL. Es importante mencionar la función esencial de seguridad de abastecimiento del barco de regasificación en el sistema argentino. En los años de funcionamiento de la regasificación en Escobar y Bahía Blanca se alcanzaron picos mensuales de 30 MMm3/d en el invierno. En los años sin el barco de regasificación de Bahía Blanca, el valor máximo fue de 20 MMm3/d. En la Fig. 4, arriba a la derecha, se muestra el consumo promedio mensual de GO/FO en centrales térmicas y restricciones a las industrias en gas natural equivalente. Se observa el fuerte aumento del uso de combustibles líquidos entre los años 2007 y 2016 alcanzando valores máximos de 50 MMm3/d equivalentes en los años 2011 y 2012 como consecuencia de la declinación de la producción de gas natural en Argentina. En la Fig. 4, abajo a la izquierda, se pueden ver los combustibles utilizados por las centrales térmicas. La demanda máxima de combustibles para generación térmica se mantuvo aproximadamente constante desde el año 2014 hasta hoy en unos 60 MMm3/d con mínimos del orden de los 40 MMm3/d. Sin embargo, debido al mayor uso de combustibles líquidos cuando crece la demanda prioritaria en invierno, la demanda mínima de gas natural para generación alcanzó valores promedio mensual de 24 MMm3/d.

Finalmente, en la Fig. 4 abajo a la derecha, se muestran las importaciones totales de gas natural: GNL, fundamentalmente en el invierno, y gas desde Bolivia todo el año, alcanzando valores máximos entre 40 y 50 MMm3/d entre los años 2013 y 2022. Como veremos a continuación la tercer “R”, la que corresponde a los cambios regulatorios, tuvo una influencia decisiva en la conformación de las distintas etapas del sistema de gas natural recién descriptas. Por otra parte, en el apartamiento de la regulación y en el congelamiento tarifario subsiguiente se puede identificar el origen de buena parte de las dificultades de la economía argentina que siguieron a la dramática crisis económica del 2001.

Las etapas regulatorias del sistema de gas natural

En el primer esquema de la Fig. 5 se muestran los principales eventos ocurridos en la regulación del sistema de gas natural entre los años 1993 y 2025. Notablemente, en los 23 años que siguieron al fin de la convertibilidad el sistema estuvo bajo la declaración de distintos estados de emergencia durante 21 años, más del 90% del tiempo. Se puede concluir que, 23 años después, el sistema todavía no pudo resolver por completo las consecuencias de la crisis económica del 2021. En esos 23 años solo se pudo concretar una revisión tarifaria en el año 2017 (en ese período de tiempo deberían haber ocurrido 4 revisiones de tarifas). Más aún, la aplicación de las tarifas resultantes en esa revisión también fue suspendida antes de los dos años de vigencia.
Los gráficos siguientes en la Fig. 5 muestran la evolución de algunas variables claves, en USD actualizados a enero 2025 según el CPI (“Consumer Price Index”) de los EEUU. Si bien el USD no necesariamente representa el valor del poder adquisitivo en Argentina, fue seleccionado debido a que los precios de la energía están básicamente en USD debido a su relación con el comercio y las decisiones de inversión internacionales.

El segundo gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del salario mínimo y del salario promedio de un trabajador estable a enero de cada año en USD de 2025 de acuerdo con datos del Ministerio de Capital Humano. En el gráfico se puede apreciar el brutal descenso del salario entre el año 2001 y el año 2003, así como su fuerte recuperación en los 10 años siguientes.

El tercer gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución de la tarifa de transporte Neuquén-GBA de TGS a enero de cada año. La persistencia del congelamiento tarifario, a pesar de la recuperación del salario mostrada en el gráfico anterior, llevó la tarifa desde un valor de 1.20 USD(2025)/MMBTU en el 2001 hasta valores ínfimos de 0.10 USD(2025)/MMBTU en el 2016, dañando seriamente la reputación del país en cuanto al cumplimiento de sus contratos e imposibilitando toda inversión privada en el sistema de transporte (que había duplicado su capacidad “a tarifa” entre los años 1993 y 2001). Luego del 2016 y de la 2°RQT hay una recuperación tarifaria hasta alcanzar los 0.70 USD(2025)/MMBTU en enero de 2018 para volver a caer en los años siguientes hasta recuperarse nuevamente en enero de 2025.

El cuarto gráfico de la Fig. 5 muestra la evolución del precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1 en los últimos años). Durante la convertibilidad, el precio del gas natural se mantuvo alrededor de los 3 USD/MMBTU (a valores de enero 2025). La emergencia económica llevó el valor del gas natural a precios por debajo de 1 USD(2025)/MMBTU en la primera década del siglo XXI. En esos mismos años, el precio del Henry Hub (HH) en EEUU se encontraba por encima de los 10 USD/MMBTU. La consecuencia de esta política fue la disminución de las actividades de exploración y, seguidamente, la declinación de la producción señalada en la etapa b) de las variables físicas. En el año 2018 por primera vez el precio pagado a los productores nacionales por los usuarios R31 de Metrogas se coloca por encima del HH (8 USD/MMBTU actualizado al 2025) permitiendo la curva de aprendizaje en los reservorios no convencionales y constituyendo la antesala del espectacular crecimiento de Vaca Muerta en los años siguientes. Ya a partir del 2021, el precio del gas se encontraba alrededor de los 4 USD/MMBTU, similar a los valores del HH.
Respecto del precio de gas en boca de pozo, resultaba evidente que pagar 1 USD/MMBTU a los productores nacionales para importar gas a valores 10 veces más altos carecía de todo sentido. Esto dio origen al primer Plan Gas, impulsado durante la gestión de Axel Kicillof como ministro de Economía, mediante un decreto de agosto de 2014 que estableció un esquema de precios diferenciados para el gas producido a partir de nuevas inversiones, particularmente el gas de yacimientos no convencionales, llegando hasta valores de 7.50 USD/MMBTU para el gas “nuevo”. Este nuevo precio no se pasaba a los usuarios residenciales sino que formaba parte del régimen de subsidios generalizados.

Con el nuevo gobierno de Mauricio Macri, un decreto de 2016 bajo la gestión de Juan Jose Aranguren como Ministro de Energía, implementó un sistema escalonado de aumento de precios de gas en boca de pozo. Se estipuló que los productores recibirían un precio de 3,77 USD/MMBTU en el primer semestre de 2017 (con un subsidio generalizado del 45%), con aumentos programados hasta llegar a 6,80 USD/MMBTU en octubre 2019 (llevando el subsidio al 0%). Estos precios de gas serían pagados por los usuarios que no estuvieran protegidos por la tarifa social. La crisis económica del 2018 del gobierno de Macri originó la suspensión de los aumentos tarifarios y del sendero de precios de gas mediante un decreto de Junio de 2018.

Finalmente, en noviembre de 2020 mediante un decreto del gobierno de A. Fernandez fue lanzado el Plan Gas.Ar destinado a aumentar el precio del gas pagado a los productores mediante subastas competitivas y contratos a 4 años que comenzaron a regir en enero de 2021. En la primera Ronda se adjudicaron unos 68 MMm3/d con un precio promedio de 3.53 USD/MMBTU (4.41 USD/MMBTU en los 5 meses de invierno y 2.89 USD/MMBTU el resto del año).

Posteriormente se realizaron subastas adicionales, entre ellas la extensión de los contratos hasta diciembre de 2028 sin modificar el precio base.

La Fig. 6 muestra la relación entre la tarifa Neuquén-GBA de TGS y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario para enero de 1993. Como se muestra en la figura, en el primer año luego de la salida de la convertibilidad la relación entre tarifas y salarios se mantuvo constante. En los años siguientes, sin embargo, las tarifas no acompañaron el crecimiento del salario llegando a ser, entre los años 2012 y 2017, menos del 10% de su valor relativo de la década del 90. Esta figura sugiere que hubiera sido sensato salir de la emergencia tarifaria entre los años 2005 y 2006 cuando la relación tarifas/salario alcanzó el 50% de su valor de la década del 90, concentrando los subsidios sólo en los sectores más vulnerables.

Como se ve en la figura, en USD constantes las tarifas del sistema regulado (redes) se encuentran actualmente por debajo de su valor de la década del 90, no solo en USD/MMBTU constantes sino también en relación con el salario.

La Fig. 7 muestra la relación entre precio del gas natural pagado por un usuario R31 de Metrogas (tipo de subsidio N1) y el salario a enero de cada año, donde se definió un valor de referencia unitario también para enero de 1993. Como se puede ver en la figura, a diferencia de las tarifas reguladas, el precio del gas natural creció significativamente en relación con el salario en los últimos años. En este caso, no es tanto por el aumento del precio de gas en boca de pozo (que en USD constantes aumentó poco en las subastas del Plan Gas.ar en relación con los 90), sino que el salario promedio en dólares constantes, a pesar del crecimiento del último año, es considerablemente inferior al del año 1993. También en este caso se podría haber salido de la emergencia entre los años 2005 y 2006, concentrando los subsidios en los sectores más vulnerables.

Consecuencias para la economía de la intervención en la regulación del sistema de gas natural

El congelamiento del precio de gas natural que se muestra en el cuarto gráfico de la Fig. 5 tuvo una influencia decisiva en la caída de la producción nacional mostrada en la etapa b) de la Fig. 3. Para satisfacer la demanda interna insatisfecha se recurrió en primer lugar al cierre de las exportaciones, luego a la importación de gas de Bolivia y posteriormente de GNL, ambos considerablemente más caros que el gas nacional. Como consecuencia, en solo 5 años, se pasó de exportar 1,000 MMUSD anuales de gas natural a importar unos 9,000 MMUSD actualizados al 2025 como se muestra en la Fig. 8. Este cambio de 10,000 MMUSD influyó negativamente en la balanza comercial argentina (con exportaciones de unos 60,000 MMUSD corrientes en esos años) complicando la disponibilidad de dólares en la economía.

Aun así, el peor efecto sobre la economía de la política energética constituyó la enorme cantidad de recursos fiscales destinados a subsidiar al sistema energético. La Fig. 9 muestra el monto anual de los subsidios a la energía elaborado por la Oficina de Presupuesto del Congreso en dólares corrientes. Solo en el año 2014 los subsidios alcanzaron los 16,000 MMUSD (equivalentes a la construcción de 8 gasoductos Perito Moreno en un solo año). En términos del PBI, los subsidios del año 2014 llegaron a ser del 2.8% del PBI, llevando al país a una crisis fiscal precursora del crecimiento inflacionario de los años siguientes.
En el sistema de gas natural los subsidios se destinaron fundamentalmente a cubrir la diferencia entre el precio de gas natural pagado por los usuarios y el precio de las importaciones de gas indicado en la Fig. 8, además de la diferencia entre el precio pagado por los usuarios residenciales y comerciales y los distintos acuerdos de precios con los productores.

Por su parte, los subsidios a la electricidad cubrían la diferencia entre el precio de la energía pagado por los usuarios y el costo de generación. Una parte fundamental del mayor costo de generación resulta de la utilización de combustibles líquidos, mucho más caros que el gas natural nacional, cuando el sistema no puede abastecer con este combustible la demanda de las centrales térmicas. Esta es otra consecuencia, además de la señalada en relación con la balanza comercial y la importación de gas de Bolivia y de GNL, de la menor disponibilidad de gas natural de producción nacional.

En la Fig. 10 se puede ver el monto estimado, en MMUSD de 2025, del FO y el GO utilizado para la generación térmica. Este costo se mantuvo alrededor de los 4,000 MMUSD entre los años 2011 y 2014. Se indica también en la figura una estimación del costo de las restricciones a la utilización del gas natural en las industrias en los días invernales por faltante de gas o transporte en el sistema, valorizado al precio del Gas Oil.
En la Fig. 11 se pueden ver las enormes diferencias entre el precio del gas nacional, el gas importado, el fuel oil y el gas oil entre los años 2021 y 2025 (precios informados por CAMMESA). Estas diferencias explican el enorme costo para el país de demorar el desarrollo de la producción de gas nacional y de las inversiones en los gasoductos necesarias para abastecer a la demanda de generación térmica.

Finalmente, la Fig. 12 muestra la demanda promedio mensual potencial de gas natural y la oferta de gas nacional, gas importado y combustibles alternativos en Mm3/d y en MMUSD corrientes de los años 2021, 2022, 2023 y 2024. Como se muestra en la figura, en todos los casos la demanda potencial promedio mensual máxima se aproximó a los 180 MMm3/d, con una demanda base de unos 120 MMm3/d.

El gas nacional pasó de cubrir unos 100 MMm3/d en el 2021 a unos 120 MMm3/d en el 2024. En volumen se observa la disminución de la importación de Bolivia y del GNL en el último año con la inyección de más gas desde Neuquén luego de la puesta en marcha del GPM. Se observa también que las cantidades en MMUSD se ven fuertemente afectadas por las variaciones de precios mostradas en la Fig. 11. El costo total de abastecimiento del sistema fue de 9,100 MMUSD, 13,700 MMUSD, 10,400 MMUSD y 8,850 MMUSD en los años 2021, 2022, 2023 y 2024 respectivamente.

El gas nacional abasteció aproximadamente al 80% de la demanda potencial con un costo del 50% del total, evidenciando el mayor costo de las importaciones y combustibles alternativos. También se pone de manifiesto que la inversión en el GPM se recuperó casi totalmente en un año, al reemplazar con gas nacional las importaciones de GNL y la utilización de combustibles líquidos.

Esto resalta una vez más la importancia de no demorar las inversiones en infraestructura que permitan el desarrollo de los cuantiosos recursos con los que cuenta nuestra nación.

Conclusiones: un largo camino hacia la sensatez

  • Del análisis de lo ocurrido en los últimos 30 años en el sistema de gas natural surgen las siguientes conclusiones.
  • La crisis del sistema energético no fue endógena sino una consecuencia, aún no completamente superada, de la terrible crisis económica del 2001. Es imprescindible que los gobiernos sean muy cuidadosos en la acumulación de desequilibrios de las principales variables macroeconómicas, ya sean fiscales o cambiarias. La salida brusca de estos desequilibrios produce resultados traumáticos y es siempre preferible ir liberando a tiempo las variables para que los inevitables cambios de la economía se produzcan con transiciones suaves que permitan a los ciudadanos adaptarse sin angustias ni sufrimientos innecesarios.
  • El sistema energético argentino ha estado bajo la declaración de emergencia en 21 de los últimos 23 años, lo que obligaría a redefinir el significado mismo de la palabra emergencia. El fortalecimiento y estabilidad de las instituciones es fundamental para el funcionamiento del sistema de acuerdo con reglas previsibles. Es necesario que los Entes Reguladores renueven sus autoridades en forma periódica con una selección altamente calificada y una transparencia y control de gestión por expertos externos que asegure su independencia de los gobiernos y de las empresas. Se debe evitar bajo cualquier circunstancia su intervención.
  • Las revisiones tarifarias deben hacerse en forma profesional con el tiempo necesario para su discusión, no solo en audiencias públicas, sino también complementada por un sistema de consultas escritas a expertos académicos y actores del sistema. Una vez definidas, deben mantenerse sin cambios, debiendo preverse en la misma revisión las causales para su eventual reanálisis de ocurrir eventos excepcionales.
  • El precio del gas natural y el abastecimiento invernal deben surgir de un mercado transparente y competitivo. En particular, se debe crear un mercado de abastecimiento invernal donde compitan el gas oil, el fuel oil, el GNL, el gas de invierno y cortes voluntarios de las industrias generando las condiciones para el análisis de la rentabilidad y para la inversión privada en las expansiones de gasoductos, instalaciones de regasificación y almacenamientos.
  • Los subsidios a los sectores vulnerables deben ser correctamente focalizados y el monto estar cuantificado y previsto en el presupuesto nacional.
  • La Secretaría de Energía debería desarrollar una planificación indicativa de la evolución del sistema energético y establecer los mecanismos para el financiamiento de las obras consideradas prioritarias.
  • Las autoridades deberían establecer el posicionamiento de Argentina en relación con las medidas relacionadas con la mitigación del cambio climático y los compromisos asumidos por la nación en este campo, asegurando una continuidad de su estrategia como nación más allá de los cambios en la administración.
  • Debe asegurarse la firmeza de las exportaciones de gas natural salvo caso de fuerza mayor. Cualquier restricción debe ser prevista en los contratos y garantizado su cumplimiento.
  • El desarrollo del conocimiento científico y tecnológico en las empresas e instituciones académicas del país sigue siendo esencial para la aplicación de los vertiginosos cambios tecnológicos en la industria energética, particularmente los nuevos materiales, la energía nuclear, los combustibles sintéticos, la ciencia de datos y la inteligencia artificial.
    Argentina ha sido provista por la naturaleza de “Recursos” excepcionales en gas natural, pero aún debe ampliar sus “Redes” para abastecer la demanda interna insatisfecha (en la actualidad al menos 10 MMm3/d), exportar gas natural por gasoducto a todos los países limítrofes (del orden de los 30 MMm3/d en el 2030, unos 2,000 MMUSD/año) y por GNL al resto del mundo (más de 100 MMm3/d en el 2030, unos 12,000 MMUSD/año). Para que ello ocurra es fundamental garantizar la eficacia y estabilidad de las “Reglas”, los contratos, las tarifas y las instituciones. Debe notarse que con exportaciones en firme por 130 MMm3/d se reduciría fuertemente la estacionalidad del sistema, que pasaría del = 60/120= 50% de aumento de la demanda invernal mencionado en la introducción a menos de la mitad = 60/(120+130)= 24%.
    Mientras que, con gas de reservorios convencionales las exportaciones se veían como una amenaza a la seguridad de abastecimiento del país, con yacimientos no convencionales de las características de Vaca Muerta la conclusión es la inversa. Las exportaciones no solo facilitan el manejo de la estacionalidad y aportan recursos para diluir cualquier crisis puntual de inyección, sino que, debido a los recursos excepcionales de Vaca Muerta, el aumento de la escala de producción asegura el abastecimiento de la demanda interna a precios internacionalmente competitivos durante décadas. La caída del precio del HH en EEUU mostrado en el gráfico inferior de la Fig. 5 muestra el efecto del desarrollo de los reservorios no convencionales sobre el precio interno del gas natural. Importador de gas natural hasta hace algunos años, hoy EEUU es el primer exportador mundial de GNL.

Reflexiones finales

“Oscuras fatalidades y sombríos errores de juicio” atrapan a los protagonistas, que “enredados por una falsa retórica y movidos por impulsos políticos que no pueden explicar a conciencia, salen a destruirse entre sí, con una especie de furia sin alma”. George Steiener, sobre la Guerra del Peloponeso.
El gas natural, como actor clave de la transición energética global, y los extraordinarios recursos naturales y humanos de nuestro país nos ofrecen una oportunidad excepcional para reindustrializar y descentralizar el país. Es posible cumplir con los servicios esenciales que debe prestar el estado y pagar la deuda pública mediante el crecimiento sostenido de la actividad privada, liberando e impulsando la imaginación, la creatividad y la innovación tecnológica de los agentes económicos.
Sin embargo, no podemos soslayar que, cuando los dueños del capital tanto nacionales como extranjeros, miran un país no les importa tanto quién gana las elecciones sino la amplitud de los cambios en las reglas económicas que pueden ocurrir cuando sus votantes decidan cambiar de opinión, lo que inevitablemente siempre ocurre. Es decir que resulta esencial sentar las bases de una economía, estable, moderna e integrada al mundo que solo muestre cambios marginales de sus reglas básicas y adaptaciones previsibles ante el cambio de signo de los gobernantes. Uruguay, Chile, son ejemplos muy cercanos de cambios de gobiernos muy distintos con economías estables.
Dado que no hay ninguna posibilidad de que una sola facción se alce para siempre con el poder y que circunstancialmente puede reducirse al mínimo una facción política pero nunca los intereses que representa, para la construcción de esa base común es necesaria una discusión profunda y sensata que contemple inteligentemente los intereses de una parte sustancial de los actores políticos, sociales y económicos de la nación. Y no hay ninguna posibilidad de un diálogo que permita construir un destino común si se insulta a quien piensa distinto y si no se asumen los errores del pasado.
No se trata de una visión idílica en un escenario imposible donde las facciones opuestas se abrazan generosamente. La lucha por el poder será siempre dura y brutal, pero hasta en las guerras se establecen ciertas reglas y límites. ¿Qué sentido tiene alcanzar el poder a costa de aniquilar la esperanza y el deseo de pertenencia de los jóvenes a su país? Con un poco de paciencia y mucho de inteligencia el péndulo del poder volverá a caer en la otra facción sin necesidad de provocar un nuevo apocalipsis.
Ojalá nunca nos llegue el miedo de lo demasiado tarde como escribió JL Borges y que el futuro no nos describa como a la Guerra del Peloponeso.

  • Vicedecano de la Facultad de Ingeniería
    de la UBA Presidente del Ceare – UBA