Información de Mercado

Energía&Negocios: el periodismo energético como vanguardia

María del Rosario Martínez

La energía en las últimas tres décadas
Jorge E. Lapeña pág. 65

30 años de historia

Energía: No queda lugar para más postergaciones
Emilio Apud pág. 74

30 años del sistema de gas natural en Argentina
Raul D. Bertero pág. 85

Con la transformación energética,
¿se dieron todos los resultados esperados?
Oscar Dores pág. 116

Los servicios públicos de electricidad
y gas natural a la deriva
Gerardo Rabinovich pág. 124

Cómo ha impactado el desarrollo energético en la Argentina,
desde las reformas de los ’90.
Konstantinos Papalias y Charles Massano pág. 132

Gerardo Rabinovich*

En la mañana del 28 de abril España quedó a oscuras en forma imprevista: padres saliendo desesperados de su trabajo yendo a buscar a sus hijos a la escuela, familiares tratando de encontrar a sus seres queridos en los trenes y subterráneos detenidos en la mitad de las vías, sin comunicaciones, sin smartphones ni Internet, vuelos desviados sin poder aterrizar en aeropuertos españoles. Un verdadero desastre. Poco después se perdió el suministro en Portugal, y Francia tuvo que interrumpir la interconexión que tiene con España para que la falla no se propague por toda Europa. El servicio se fue reponiendo a lo largo de las siguientes cuarenta y ocho horas.

El párrafo anterior habla por sí solo y con mucha claridad sobre la importancia y la esencialidad del servicio eléctrico en nuestras modernas sociedades.

Los medios y las redes sociales estallaron posteriormente buscando las razones del colapso, planteando en algunos casos teorías conspirativas, como ciberataques procedentes de Rusia, u otras interesadas echando la culpa a la alta penetración de la energías renovables, en particular la energía solar fotovoltaica, en el sistema eléctrico español, y advirtiendo que todo intento por reemplazar combustibles fósiles estaba destinado al fracaso.

Poco menos de tres meses después, hacia fines de junio se conocieron las investigaciones oficiales que descartaron las teorías conspirativas, y explicaron que las fallas se produjeron por sobretensiones extremas, desajustes entre oferta y demanda, operadores actuando fuera de tiempo, agentes que no siguieron los protocolos de seguridad, ya sea por imposibilidad técnica o inconveniencias económicas, y herramientas para equilibrar las redes disponibles pero no obligatorias que podrían haberse utilizado evitando que el sistema eléctrico fuera cayendo como un castillo de naipes[i].

Las instituciones que deben intervenir en el mercado eléctrico obtuvieron un duro aprendizaje y emitieron una cantidad de recomendaciones que comienzan a ponerse en práctica. Para el grueso de la población el problema desapareció cuando volvió el servicio eléctrico y se normalizaron las prestaciones y para los medios y las redes dejó de ser un tema que mereciera seguir en cartelera, sin noticias sensacionales.

Solo un largo y aburrido informe técnico, que bien comunicado hubiera servido para que la sociedad conozca toda la complejidad que esconde la industria eléctrica, que no tolera interrupciones largas ni accidentes y que debe estar en todo momento cuando se la requiere, como el aire y el agua. La electricidad no es un bien como cualquier otro dice el profesor Jacques Percebois (2018), no es almacenable, es esencial, se consume cuando se produce, tiene precios distintos en distintos momentos del día, de la semana y del ano[ii].

Esta larga introducción nos permite comprender los desafíos de la reconstrucción del mercado eléctrico argentino, que sufrió la intervención de todos los gobiernos del siglo XXI, transformando al operador del sistema eléctrico, CAMMESA, en el único comprador y vendedor de la electricidad del país, y canalizando enormes subsidios desde 2005, cuantificados por Alejandro Einstoss (2025)[iii], en casi 150.000 mil millones de u$s y siendo responsable de casi todo el desequilibrio fiscal de nuestra economía en este primer cuarto de siglo.

En los dieciocho meses que lleva gobernando la actual administración, sigue sin poder encontrar el punto de arreglo del sector eléctrico. El diagnóstico es el correcto y es consensuado:

1. un parque de generación eléctrica compuesto por máquinas en gran medida obsoletas, que no son capaces de satisfacer el pico de la demanda máxima de verano. En febrero llego a los 30.2 GW y hubo que recurrir a importaciones desde Brasil para no interrumpir el abastecimiento. En el transcurso del presente año no se incorporaron nuevas maquinas térmicas y se retiraron aproximadamente 150 MW. Este retiro fue parcialmente compensado por la incorporación de 300 MW solares fotovoltaicos. Digo parcialmente porque la energía producida por los parques solares tiene un rendimiento del 20%,
2. no se conocen nuevos proyectos en construcción, y por lo tanto el abastecimiento del próximo verano está seriamente comprometido, y el de los años subsiguientes también;
3. un sistema de transmisión en alta tensión saturado, que produce interrupciones de servicio en distintas regiones del país, como los cortes en Centro y NEA en este verano, y en el AMBA en el mes de marzo;
4. los plazos de las concesiones hidroeléctricas se encuentran totalmente vencidos y no se encuentra la solución para que estas instalaciones vuelvan a sus concedentes o sean nuevamente concesionadas. Vale la pena resaltar que estas centrales hidroeléctricas tienen una antigüedad que va desde los 50 anos en el caso de El Chocón, y a los 32 anos en el caso de Piedra del Águila, entre las más importantes del Comahue. Salto Grande, compartida con Uruguay es de 1983 (42 años) y Yacyreta compartida con Paraguay ya cumple 31 años. Todas requieren fuertes inversiones para ser modernizadas y extender su vida útil.

Sin embargo, las soluciones no aparecen. Las ideas no parecen ser muy atractivas para eventuales interesados en las nuevas concesiones hidroeléctricas, y se recurre a fórmulas ya experimentadas en los anos 1990 para la expansión de las líneas eléctricas de alta tensión, que nunca han funcionado.

Existe financiamiento internacional para ambos problemas que el Estado se resiste a tomar, insistiendo en delegar en la iniciativa del sector privado, que no parece muy interesado en asumir estos riesgos, preservando los objetivos de equilibrio fiscal y eliminación del impuesto inflacionario.

En el caso especifico de la energía eléctrica, la participación del sector público siempre ha sido indispensable para equilibrar las expectativas de rentabilidad del sector privado, y para habilitar el desarrollo de nuevos proyectos que en definitiva se vuelcan sobre la competitividad del país, tanto en la industria como en el campo.

Casi la mitad de la electricidad que consumimos se produce con gas natural. Esta es una palanca de competitividad que no se sabe como aprovechar. El gas natural es el gran director del sector energético argentino.

La revolución del shale oil y del shale gas en los Estados Unidos a partir de 2010, llevó a este país a ser el primer productor mundial de petróleo y gas natural, pero el impacto más importante fue la reducción de los costos del gas natural en el mercado interno, que permitió la reindustrialización del país, la reducción del precio de la electricidad por la sustitución del carbon por el gas natural de muy bajo costo, y convertirse en el primer exportador mundial de GNL[iv], según Daniel Yergin (2020).

La abundancia del recurso en Vaca Muerta, no puede ser evacuada a los centros de consumo por una infraestructura insuficiente. La segunda etapa del gasoducto Perito Moreno es una obra muy importante para habilitar proyectos de exportación hacia Brasil, y para satisfacer los picos de la demanda invernal.

En el mes de junio pasado nos despertamos con la novedad de cortes de gas en casi todo el país por un pico de demanda causado por una ola de frio polar prolongada.

¿Como es posible que esto suceda en un país que no se cansa de pregonar sus ambiciones de exportar grandes cantidades de petróleo y gas natural al resto del planeta? ¿Porque no se puede replicar la exitosa experiencia del shale oil de los Estados Unidos, con precios del gas natural en baja atrayendo proyectos industriales que generen empleo y riqueza y reduciendo el costo de la electricidad?

El mes pasado, la Secretaria de Energía admitió la compra de gas natural a un valor de 7 u$s/MMBtu, el doble casi del pactado en el Plan Gas, que ya era un precio promocional para incrementar la producción en Vaca Muerta. ¿Como se explica en un país donde el recurso es abundante? ¿Es posible exportar con estos precios? ¿Hay un problema de competitividad con nuestro gas?

La coordinación gas-electricidad es critica para lograr salir del laberinto en el que nos introdujo el populismo energético del siglo XXI en la Argentina. Precios del gas natural compatibles con los precios de exportación de Vaca Muerta van a permitir la reconstrucción del mercado eléctrico, en el cual se puedan establecer contratos de abastecimiento entre productores de gas y generadores de electricidad, sin pasar por la intermediación de CAMMESA, y contratos de abastecimiento de electricidad entre generadores y distribuidores, sin pasar por la intermediación de CAMMESA.

El costo medio de generación en junio fue de 94 u$s/MWh. La cobertura de costos con el precio estacional fue apenas del 51%[v]. El problema de los subsidios eléctricos no está resuelto. El espejismo del verano desapareció rápidamente, cuando la cobertura de costos llegaba al 80%. En los próximos meses los subsidios volverán a ser importantes, con costos medios de generación reflejando precios del gas natural muy altos. Los objetivos fiscales e inflacionarios se ven amenazados por el conjunto gas-electricidad.

Volviendo al principio, es muy probable que ocurran incidentes cono los ocurridos en España, y para estar preparados se requiere una visión integral del problema energético. Es una obligación indelegable del Estado Nacional, a través de sus instituciones de planificación, hoy desmanteladas. La respuesta a las preguntas y la mitigación de la incertidumbre existente pasan por mecanismos que solamente pueden ser diseñados desde la Nación, a través de un Plan Energético Nacional de largo plazo. El sector privado lo necesita como guía de sus inversiones y la sociedad como un garantía de la seguridad de abastecimiento.

Hoy paradójicamente comprometida, en un país que sueña con que el recurso de Vaca Muerta lo saque de la pobreza, mientras el gas y la electricidad se cortan cuando mas se necesitan,

• Vicepresidente Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”

[i] Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025. Consejo de Seguridad Nacional, Gobierno de España (junio 2025).

[ii] Jacques Percebois: Energie, Economie et Politiques, de Boeck,, Paris, 2014.

[iii] Einstoss, A. (2025). Lo que falta en la corrección de subsidios, Clarín, 15 julio 2025.

[iv] Daniel Yergin: The New Map: Energy, Climate and the Clash of the Nations, Penguin Books, 2020.

[v] Observatorio de la Transición Energética, Fundación Torcuato di Tella.

Oscar Dores *

En Argentina, el sistema eléctrico fue acompañando los vaivenes del termómetro socioeconómico. En ese contexto, el rol de la clase media siempre fue clave.
Argentina vivió hace poco más de 30 años una transformación del sector eléctrico que buscó resolver los problemas graves que arrastraba desde la década del ’80. Sin embargo, si miramos un poco más atrás, veremos una continua relación con la realidad socioeconómica que no deja de ser determinante.

En la primera mitad del siglo XX Argentina tuvo dos periodos de mucho crecimiento, seguidos de dos tropiezos que tuvieron más que ver con la situación económico-social mundial: Entre 1900 y 1913 y entre 1917 y 1929 el PBI creció un 6,4% anual.
Ya en los años ’50, y con otros dos incrementos sostenidos (un 3,7% anual en 1944-1951 y un 3,8% en 1951-1958), Argentina vivió un nuevo impulso. Como en otros lugares del mundo, la clase media era incipiente y muchas familias alcanzaron la posibilidad de cierto confort, el acceso al estudio y algunos beneficios laborales.

Por entonces, al sur de Sudamérica, la TV era casi un lujo de reciente nacimiento y en algunos pocos hogares pudientes y solidarios solía juntarse parte del barrio para ver la programación. Sin embargo, en cualquier momento, la falta de tensión podía dejar a los chicos (y grandes) sin su programa favorito.

Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires, SEGBA, fue creado en 1958, en principio, para intentar resolver ese problema, unificando el sistema de la Capital del país y su Conurbano, donde más se padecía esta falta de tensión, provocada por un mayor consumo eléctrico en hogares, fábricas y negocios. No es un dato menor que, entre 1940 y 1960, el país triplicó su producción eléctrica, yendo de 2550 GWh anuales, en 1940, a 7863 GWh, en 1960.

Durante los años ’60, la TV y los lavarropas se hicieron más accesibles y muchos hogares sumaron estos y otros electrodomésticos. A la par, comercios e industrias también incrementaron su consumo: lo que antes llevó 20 años, ahora necesitó de 15, ya que Argentina triplicó nuevamente su producción eléctrica entre 1960 y 1975. Mientras, el PBI creció un 170%. Yacyretá y Atucha fueron proyectos que surgieron para afrontar estas subas del consumo energético. Pero, los vaivenes socioeconómicos volvieron a influir en el crecimiento del país y del sector eléctrico. Entre el 1975 y 1992, el PBI cayó en ocho años, con hiperinflación en 1975, 1984-1985 y 1989-1990.

En esos años, el sector eléctrico padeció la salida de servicio de El Chocón y de Atucha y la baja hidraulicidad de Salto Grande. Esta situación, más el mal mantenimiento de las generadoras térmicas, desembocó en una crisis de abastecimiento y los tristemente recordados cortes programados en turnos de 5 horas para todos los hogares, comercios e industrias.

La transformación eléctrica

Como consecuencia de esta coyuntura, en 1992, llegó la gran transformación del sector eléctrico. Incluyendo la división en los tres segmentos de Generación, Transporte y Distribución, y la privatización parcial del sector de distribución: se conformó un sistema mixto, con distribuidoras privadas, públicas y cooperativas.

Esto dio un fuerte impulso a la demanda eléctrica, incrementándose un 60% sólo en la década del ’90. A la vez, se crearon generadoras que dieron fortaleza al sector y, con este esquema, se bajó de 44 dólares por MWh a poco más de 22, entre 1992 y 1998. En 2001, el estallido de una nueva crisis marcó un fuerte descenso del PBI para el año siguiente (-10,9%), y también del consumo eléctrico (-2,1%). El sistema que, antes utilizaba un fondo de estabilización nacional que equilibraba lo que se pagaba por tarifa, cayó en un déficit permanente, recibiendo por factura cada vez menos de lo que implicaba el costo de la energía. Esto, obviamente tuvo que ser compensado con subsidios generalizados, sucumbiendo en la paradoja de subsidiar la energía a barrios cerrados o hogares con piletas climatizadas. Aunque la crisis económica fue la más profunda en 100 años, no hubo un regreso a los cortes programados, pero en diferentes momentos de altas temperaturas, los gobiernos recurrieron a disminuir la demanda industrial para subsanar la saturación del sistema.

El consumo eléctrico: termómetro de lo social

Cada vez que el consumo eléctrico retrocedió, el PBI marcó un mayor retroceso. Y, por el contrario, cuando hubo un fuerte crecimiento del indicador económico de la producción del país, también lo experimentó la demanda eléctrica. Es decir, que uno y otro están relacionados y no solo desde el consumo doméstico, sino también desde la demanda comercial e industrial. Y allí es donde vemos que el sistema eléctrico es confort, pero también es motor y sostén de la producción de nuestro país.

Asimismo, en el plano social, la clase media es el principal impulsor de la movilidad social, porque es la que se esfuerza continuamente por progresar. Es la que tal vez puede gastar un poco más que el resto, pero que, sin embargo, vive de su trabajo y depende de sus ingresos para llegar a fin de mes. Por eso, también, la clase media es la que evita conflictos en una sociedad. Y eso está en riesgo. Como lo está el sistema eléctrico.
En materia eléctrica, debemos estar atentos a que es un servicio que es esencial y, sabiendo que el 33% por ciento de la población no tiene acceso a la red de gas natural, Argentina no puede permitirse tener una red eléctrica que no llegue a todos los ciudadanos con la calidad necesaria.

En nuestro país, se sucedieron problemas de generación y de distribución, cíclicamente, que se fueron resolviendo. Pero el problema de transporte nunca se resolvió completamente. Aunque hubo inversiones en Extra Alta Tensión y eso trajo un gran alivio al sistema, aún persisten ahogos en las redes regionales.
Al ser un servicio que requiere de inversiones de mediano y largo plazo, el sistema eléctrico tiene que ser renovado constantemente para fortalecerse y permitir el crecimiento y el progreso de la sociedad.

Esta particularidad nos impone el desafío de contar con gestión, planeamiento estratégico y una tarifa que logre el equilibrio entre lo que implica el costo de la energía y la sustentabilidad del sistema. Necesitábamos salir del laberinto de subsidios generalizados, pero también necesitamos que la energía llegue a cada rincón de nuestro país, porque ningún crecimiento serio excluye de sí a parte de la población: o se crece en conjunto, o no es crecimiento.

Hacia el futuro

A medida que pasa el tiempo, el mundo nos va convirtiendo cada vez más en seres electrodependientes. De la heladera, primer electrodoméstico, pasamos a la TV, al lavarropas, al Aire Acondicionado, a la infinidad de pequeños electrodomésticos, computadores, teléfonos celulares, portones eléctricos, servicio de Internet y, ahora, motos y hasta autos eléctricos. Para usar todo eso, tenemos que disponer de energía eléctrica. ¿Está Argentina preparada para recibir un nuevo impulso para la demanda eléctrica?

El sistema plenamente estatal no dio solución. Luego, el mercado tampoco terminó de dar solución. Lo genuino sería que el sistema eléctrico se pudiera sostener por sí mismo, sin perder el objetivo de resolver la necesidad de expansión del sistema.

Por eso, debemos invertir y formar recursos humanos en el sector eléctrico. Porque la diversidad en la matriz energética y el transporte, en particular, son vitales para tener un país integrado eléctricamente, y eso requiere esfuerzo económico y capacitación.
Con un sistema robusto y con las decisiones e inversiones adecuadas, el servicio puede volver a ser confiable, accesible y consolidarse como el recurso que favorece el crecimiento de nuestro país.

En resumen, si yo nací en el Gran Buenos Aires y, como a miles de chicos, me fue difícil ver televisión, y aún hoy, con varias crisis transitadas, nos es complejo integrar el país eléctricamente y dar una prestación eficiente a toda la sociedad, ¿no será que culturalmente nos cuesta considerar a los servicios públicos esenciales como promotores del progreso social?

*Director de Fundelec. Fuente de datos: INDEC,
Secretaría de Energía y CAMMESA.

Emilio Apud *

En lo que va del gobierno de Milei el sector energético debió subordinar su accionar, al objetivo excluyente e impostergable de evitar el caos ante la crítica situación en que dejó la economía el gobierno de Fernández. En lo que va de 2025 también a los requerimientos políticos de un año electoral en el que controlar la variable IPC es prioritario por su gran incidencia en el humor del votante.

La situación del área energética heredada también fue crítica en general pero principalmente en sus aspectos técnicos, económicos y financieros.

Veamos. Hasta ahora, el 90% de la energía producida en el país se destinó a la demanda interna que es la que debiera financiar al sector, como lo hiciera hasta 2003, mediante el pago de tarifas y de precios vinculados a los costos económicos de los servicios y bienes que provee. Pero, por imposición del populismo energético, exacerbado en el cuarto gobierno K, esa demando llego a pagar menos del 20% en los servicios de electricidad y gas y valores discrecionales en los combustibles a pesar de tener estos precios desregulados.
Subsidios insuficientes a la producción y congelamiento tarifario a los segmentos regulados en una economía con inflación exorbitante, provocaron descapitalización de los activos productivos por falta de inversión, una mayor inflación por la emisión monetaria destinada a los subsidios y un crecimiento dispendioso de la demanda ante una señal de precios ridículamente bajos. Es decir, menor oferta, mayor demanda, pero insatisfecha, cortes e inflación, a cambio de una ficción tarifaria que generaba beneficios políticos a los gobiernos K.

En la industria petrolera las inversiones se limitaban a lo necesario ya que había intervención discrecional del gobierno en los precios del crudo y de los combustibles, valiéndose de la posición oligopólica de YPF empresa en la que el estado controla el management y el 51% de las acciones. Los contados desarrollos que hubo en el sector en esas condiciones se lograron mediante subsidios del estado ocultos bajo el título de incentivo a la producción, como el Plan Gas y financiaciones del estado para construir infraestructura en gasoductos a precios excesivos aceptados por las urgencias del desabastecimiento y los costos de importación del gas.

No obstante, esa herencia y las restricciones por la emergencia económica, durante 2024 el gobierno avanzó exitosamente en volver a generar ingresos genuinos en el sector reduciendo significativamente subsidios directos, a los productores e indirectos a los distribuidores. Se revirtió la insostenible relación de inicio 70% subsidios del Estado y 30% pago de los usuarios, pero no se pudo completar la tarea de sanear completamente la economía del sector que aún depende de algunos aportes públicos que deberían desaparecer para que la energía funcione con sus propios recursos.

Sigue vigente la segmentación de los usuarios residenciales en función de sus ingresos establecida por el gobierno anterior. Recordemos que el segmento N1 comprende a los de mayor poder adquisitivo, el N2 a los de menor poder y el N3 representando a usuarios de clase media baja. Con los ajustes realizados, a fines del año pasado quedaban todavía 9,5 millones de usuarios de electricidad que pagaban menos del 40% y 5,4 millones de gas menos del 50 %.

Esa porción de la demanda aún subsidiada más las importaciones de gas no cubiertas por las tarifas significaron aportes del tesoro del orden de los USD 6.000 millones.
Durante el presente año electoral se trató de mantener las proporciones de fines del año pasado mediante ajustes cercanos a la inflación, al incumplimiento de acuerdos hechos con generadores y distribuidores en el sector eléctrico y no trasladando al precio del gas los incrementos en el valor del dólar. Otra vez el sector energético participa en la campaña electoral, prioridad 2025 del gobierno. Pero cada vez queda menos margen para restricciones y postergaciones en la energía. Y aquí es necesario destacar la situación dispar que atraviesan los sectores Oil & Gas, o petrolero, por un lado y el eléctrico por otro. Es mucho más crítico el cuadro de situación del sector eléctrico, que tiene buena parte de sus servicios regulados y con decisiones pendientes que debe definir el Estado previo a cualquier convocatoria a la inversión privada.

Dentro del sector petrolero hay que distinguir el negocio del crudo del del gas. En un contexto internacional favorable para el mercado del petróleo y con oferta competitiva en cantidad y precio por los niveles de productividad y eficiencia alcanzados por la industria petrolera en Vaca Muerta, VM, se produjeron inversiones significativas en oleoductos para una evacuación creciente del petróleo de VM con destino a la exportación, tales los casos de la inversión en curso para el oleoducto VM sur y la reciente ampliación del Oldelval. Es decir, las favorables condiciones del mercado internacional del crudo junto las mejoras regulatorias e incentivos como el RIGI, introducidas por el actual gobierno, crearon las condiciones propicias para que las empresas privadas encararan estas inversiones y el desarrollo del mercado de exportación.

En cambio, en gas el tema es algo más complejo. Las empresas deben encarar un negocio nuevo, la exportación al competitivo mercado mundial de gas natural ya que hasta el presente sólo vivió del doméstico y algo del regional, siempre con ayudas del Estado de las que, afortunadamente, ya queda poco. Con el inmenso recurso de Shale gas de VM, el conocimiento y experiencia que las empresas adquirieron para su explotación vía fracking o fractura hidráulica, ahora es necesario invertir en las plantas de licuefacción para transformar al gas en GNL, única forma de transportarlo a otros continentes. Ello implica además la inversión en infraestructura de gasoductos, en el futuro todos dedicados, que unirán VM con las plantas de GNL en el golfo de San Matías. Se encuentran en marcha planes para la exportación de GNL encarados por grupos de petroleras y se espera la llegada de las primeras plantas de licuefacción que operarán en buques especiales amarrados en Punta Colorada para 2027. El plan prevé hacia 2030 ingresos por exportación de GNL del orden de los USD 30.000 millones. Este proyecto requerirá acción en ambos extremos del negocio exportador: el upstream o yacimiento de VM y el cliente internacional, que es el que fijará el precio al que deberá ajustarse toda la cadena de valor. Constituye un gran desafío para una industria acostumbrada a demandas cautivas y a subsidios e intervenciones del Estado.

Donde el problema es mayor y requiere de tratamiento urgente es en el sector eléctrico que se encuentra en estado crítico después de más de 20 años de desinversión. Los tres segmentos que los compones Generación, Transporte y Distribución se han descapitalizado en tal magnitud que serían necesarias inversiones del orden de los USD 25.000 millones para alcanzar la calidad de servicio que había en 2003.

Hoy el sistema eléctrico argentino esta operando al límite, sin capacidad para atender nuevas demandas y con un nivel de confiabilidad muy bajo debido a la gran probabilidad de falla en cualquiera de sus tres componentes. La generación no tiene reserva técnica y opera con máquinas de bajo rendimiento por antigüedad y falta de mantenimiento adecuado. El sistema de transporte ya no cuenta con capacidad para transportar energía de nuevos emprendimientos eólicos en la Patagonia o solares en el NOA ni para abastecer al AMBA en forma segura. Pero lo mas grave es que esa situación puede hacer colapsar el servicio en todo el país como ya ha ocurrido.

La distribución, último eslabón de la cadena de abastecimiento eléctrico y el más expuesto a la opinión pública por estar en contacto con la demanda residencial, es donde se producen las interrupciones más frecuentes de servicios a raíz de la obsolescencia de la red y a su atraso tecnológico.

Para facilitar los proyectos de petróleo y gas, que están bien encaminados, y resolver el grave problema del sector eléctrico, a partir del año entrante ya sin elecciones y con la macro estabilizada, se debería reformular la organización de la conducción política del sector en cabeza de la Secretaría de Energía. No tiene sentido realizar parches en una estructura deformada después de más de 20 años de intervencionismo. Tampoco lo tiene ante los nuevos objetivos que debe encarar la conducción del sector que son: impulsar la exportación de gas y petróleo, y concitar el interés inversor en el descapitalizado sector eléctrico.

En esa nueva configuración de la Secretaría de Energía ya no sería necesaria la figura del Secretario Coordinador creada como alter ego del ministro Caputo ante la necesidad de ejercer el control en el área durante la etapa de recuperación de la estabilidad macro. Las reformas estructurales y necesaria de la cartera de energía mencionadas deberían incluir además el demorado cierre de ENARSA, la reducción del rol de CAMMESA solo a la ejecución del despacho económico de cargas y la desregulación más amplia posible para el ejercicio libre y directo entre la oferta y la demanda.

*Ingeniero consultor, Consejero Académico de la fundación Libertad y Progreso. Fue Secretario de Energía y Director de YPF.

María del Rosario Martínez
Editora

En el nacimiento de las reformas estructurales que transformaron al sector energético argentino a comienzos de la década de 1990, Energía&Negocios irrumpió como un medio pionero que supo leer los signos de su tiempo. No fue una publicación más: fue el primer tabloide del país y del mundo dedicado en forma exclusiva y sistemática a la cobertura de la energía en todas sus dimensiones—petróleo, gas, electricidad y regulación.

Surgido en los tiempos de las privatizaciones, durante el reordenamiento institucional y empresarial del sector, Energía&Negocios ofreció desde sus primeras ediciones un abordaje profesional y especializado, con análisis técnicos, entrevistas, marcos normativos y una lectura aguda de las dinámicas empresariales.
Su público no era el lector casual: estaba pensado para decisores, consultores, reguladores e inversores que, ante el vértigo de los cambios, necesitaban comprender con rigor el nuevo mapa energético.

A diferencia de boletines institucionales o revistas técnicas de corte científico, su propuesta editorial apostó desde el inicio por la independencia y la construcción de un discurso periodístico propio, riguroso pero accesible, atento tanto a la coyuntura como a las tendencias de fondo. Su identidad se consolidó en formato papel, con ediciones mensuales que funcionaban como verdaderos dossiers temáticos, y supo adaptarse a los cambios tecnológicos migrando más tarde al entorno digital sin perder su impronta sectorial.

En un tiempo cuando los grandes diarios trataban a la energía apenas como un renglón dentro del tablero económico, y donde las revistas del sector se enfocaban en lo estrictamente técnico, Energía&Negocios se erigió como un medio singular, que logró articular información especializada con mirada periodística.

Por todo esto, más que una simple publicación, Energía&Negocios fue y sigue siendo testigo y partícipe de las grandes transformaciones del entramado energético argentino. Su legado es el de haber construido un espacio de reflexión, información y debate que aún hoy conserva vigencia frente a medios más recientes del eco-sistema digital.
Energía&Negocios es el lector que nos sigue desde el principio, son los profesionales que forman parte de nuestro staff, los columnistas y referentes que nos acompañan con sus artículos y los auspiciantes que no han dejado de apoyarnos.
A todos ellos muchas gracias

Energía&Negocios cumplió tres décadas informando al sector energético

La primera transición de la democracia

El primer presidente del nuevo ciclo democrático, Raúl Alfonsín, con un enfoque desarrollista, intentó preservar el rol del Estado en áreas estratégicas y promover acuerdos sociales.

El Plan Houston, lanzado en 1985, propuso reactivar la producción hidrocarburífera sin ceder la soberanía estatal sobre los recursos mediante la cooperación público-privada, pero con límites. Bajo un esquema de contratos de riesgo, YPF conservaba la propiedad del crudo mientras las empresas privadas financiaban y ejecutaban las tareas de exploración.

Si bien el plan atrajo inversiones y generó cierta dinamización sectorial, sus resultados fueron moderados debido a la crisis económica, la falta de continuidad institucional y las tensiones internas sobre la apertura a actores extranjeros.

A pesar de las reformas monetarias como el Plan Austral, la hiperinflación y el colapso económico, sumados a las presiones políticas producto del juicio a las juntas militares precipitaron el fin del ciclo alfonsinista.

Alfonsin adelantó la entrega del mando en 1989, dando paso a Carlos Saúl Menem, cuyo gobierno, pese a su origen peronista, adoptó la agenda neoliberal.

Esta transición marcó el abandono definitivo del modelo industrialista de posguerra y el inicio de una etapa de reformas estructurales profundas —privatizaciones, apertura comercial y convertibilidad— que reconfiguraron la economía argentina bajo la lógica del mercado y el capital transnacional. La salida del gobierno argentino de Raúl Alfonsín coincidió, en el plano internacional, con la caída de Muro de Berlín dio paso al fin de la bipolaridad que había marcado las relaciones internacionales desde la Segunda Guerra Mundial. Los EE.UU. de inmediato impusieron las recetas para dictar las reglas del nuevo Orden Mundial.

De la Rioja a la estratósfera

Menem fue, sin duda, una de las figuras más singulares de la política argentina, hasta hoy sólo superado por el excéntrico Javier Milei. Parecía salido de una novela de realismo mágico, trayendo promesas de una osadía inauditas, como el famoso “Canal Federal”, que llevaría agua desde Tucumán hasta La Rioja y Santiago del Estero, o la inminente llegada de la revolución productiva. Gobernó con estilo propio: abrazando a Bush, abrazando a los Rolling Stones, y abrazando al neoliberalismo como si fuera la receta mágica. Menem convirtió a la Casa Rosada en una especie de set de televisión donde todo era posible, todo menos que la convertibilidad durara para siempre.
El inicio de su mandato tuvo ciertos tropiezos, pero su gestión quedará marcada por su proyecto de Reforma del Estado, plasmado en la ley 23.696. Se estableció el marco legal para la privatización masiva de empresas públicas y la reestructuración del aparato estatal, en sintonía con el recetario del Consenso de Washington. Esta transformación redujo drásticamente la presencia del Estado como productor, transfiriendo funciones clave al capital privado, tanto nacional como extranjero. Empresas emblemáticas como YPF, ENTEL, Gas del Estado, SEGBA y los ferrocarriles fueron vendidas —muchas veces a precios subvaluados y sin mecanismos eficaces de control social—, consolidando una lógica de mercado que subordinó el interés público a la rentabilidad. Si bien el proceso generó una modernización inicial y atrajo inversiones, dejó como legado una matriz económica fragmentada, una pérdida significativa de soberanía sobre sectores estratégicos y una creciente vulnerabilidad frente a los vaivenes del capital financiero global.

La Convertibilidad y su legado estructural

La Ley de Convertibilidad de 1991, que equiparó peso y dólar, logró contener la hiperinflación, pero al costo de hipotecar la soberanía monetaria y cambiaria. Este esquema, apoyado por una profunda desregulación y liberalización financiera, atrajo capitales especulativos y facilitó la venta del patrimonio estatal, mientras debilitaba la industria nacional. La aparente estabilidad de los primeros años ocultó una matriz económica frágil, desindustrializada y vulnerable, cuyas consecuencias —desempleo, desigualdad y pérdida de control estratégico— se manifestarían con crudeza en la crisis del 2001.

El vértigo de la transformación

El último lustro del siglo XX fue, para la Argentina, un tiempo de redefiniciones profundas en el tablero energético. El país transitaba un proceso de reforma estructural que había comenzado en la década anterior, y que encontraba en el sector energético un terreno fértil para la inversión privada, la apertura internacional y la competencia. En ese contexto, la energía se convirtió no sólo en un vector de desarrollo económico, sino también en un espacio de reconfiguración del poder empresario, de integración regional y de articulación con el capital transnacional.

La década de los noventa fue testigo de privatizaciones, asociaciones estratégicas, procesos de concentración, internacionalización de firmas nacionales y llegada de grandes conglomerados extranjeros. Nuevos gasoductos, megaproyectos industriales y alianzas entre compañías marcaron una etapa de dinamismo sin precedentes. Esta cronología recoge, con espíritu sintético pero con mirada analítica, los principales hitos acontecidos entre 1995 y 2000 en ese escenario de efervescencia, incertidumbre y transformación.

Una tormenta de novedades

1995 Se editó la primera edición de Energia&Negocios cuya tapa abrió con una disputa decisiva entre los proyectos TransGas y GasAndes, que competían palmo a palmo por la concreción de un gasoducto binacional hacia Chile, símbolo de una época en que la integración energética con el vecino país se tornaba estratégica. En paralelo, el Estado nacional avanzaba en el proceso de desinversión, licitando la venta de la emblemática Petroquímica de Bahía Blanca. Por su parte, la estadounidense Amoco y la argentina Camuzzi sellaban una asociación para adquirir una planta de energía en la Patagonia, mientras Total comenzaba a trabajar en el yacimiento Hidra Sur, de alta complejidad técnica y potencial productivo.

1996 La expansión de la infraestructura energética continuó con el llamado a licitación para el tendido de las redes de transporte correspondientes a la cuarta línea del sistema Comahue. Se definía además la fecha de capitalización de YPFB, en Bolivia, siguiendo un modelo inspirado en la experiencia argentina.

Ese mismo año, Repsol consolidaba su presencia en el país mediante la compra del 37,7% de las acciones de Astra, como parte de su estrategia regional de expansión. La obra pública también se dinamizaba: SADE, TGS y Pietroboni se adjudicaban la construcción del Gasoducto de Entre Ríos.

En la Cuenca Austral, Total alcanzaba una producción de 10 millones de m³, mientras comenzaban las primeras exportaciones de gas a Chile: un consorcio liderado por Bridas, Chauvco e YPF enviaba dos millones de metros cúbicos diarios a la planta de Methanex. A su vez, TermoAndes lanzaba su proyecto de exportación eléctrica hacia Chile a través de la provincia de Salta.

90 Años del descubrimiento

1997 Los grandes jugadores del sector se movían con agilidad. Petrobras, YPF y Dow Química anunciaban la construcción conjunta de una planta separadora de gases en Loma La Lata. Gaz de France ingresaba al mercado local al quedarse con la distribución de gas en la novena zona (que abarcaba Entre Ríos, Corrientes, Formosa, Chaco y Misiones).
La integración energética con Chile se fortalecía con la construcción del Gasoducto de Atacama, en manos de CMS y Electricidad de Chile. En tanto, la firma IMPSA firmaba un acuerdo con la constructora china State Construction Engineering para desarrollar proyectos conjuntos. Ese mismo año, Energía & Negocios editaba una obra conmemorativa: Historia del Petróleo de la Argentina, celebrando los 90 años de su descubrimiento.

Los grandes cambios

La colaboración entre TransGas (Enap e YPF) y Gas del Sur (Nova) dio origen al proyecto Gasoducto del Pacífico, que se consolidó como símbolo de cooperación energética regional. YPF, Pérez Companc y Agrium emprendían la construcción de la mayor planta de amoníaco del mundo, reafirmando la tendencia hacia los megaproyectos.

En el ámbito internacional, INVAP inauguraba un reactor atómico de 22MW en Egipto, orgullo de la tecnología nuclear nacional. Roberto Monti asumía la presidencia de YPF, mientras que se multiplicaban las operaciones de compra y fusión: Pérez Companc se adjudicaba un contrato en Perú, comenzaba a producir en Bolivia, creaba Pecom y compraba activos en Brasil; Total se asociaba con Dapsa para fundar Total Lubricantes Argentinos; Shell adquiría el yacimiento Acambuco a PanAmerican.

A su vez, Enargas autorizaba la construcción de los gasoductos Norandino y Atacama. AES compraba a Techint el 90% de las acciones de Edelap. Uruguay adjudicaba la obra del gasoducto Buenos Aires–Montevideo a un consorcio liderado por Panamerican Energy, British Gas y ANCAP. Electricité de France (EDF) se hacía con el 51,5% de la Empresa Distribuidora de Mendoza, y Techint ingresaba al mercado venezolano adquiriendo el 70% del complejo Sidor. La refinería de San Lorenzo ampliaba su capacidad con nuevas plantas de asfalto y despacho. YPF sumaba el 18,67% de la canadiense Bitech Petroleum Co., mientras Pluspetrol compraba dos áreas en Bolivia. En materia institucional, se reglamentaba la Ley de Actividad Nuclear, y Carlos Menem vetaba la Ley de Energía Eólica. Miguel Madanes reemplazaba a Nells León como presidente de YPF. Entre los grandes movimientos globales, Exxon y Mobil se fusionaban, formando la petrolera más grande del mundo, y Total adquiría Petrofina por más de 11.000 millones de dólares.

La acción de oro

El año estuvo marcado por la compra de YPF por parte de Repsol, operación que redefinió el mapa energético argentino. La norteamericana LG&E adquiría el 28% de los activos de Invergás (propiedad del Grupo Soldati) por 75 millones de dólares. Ancap sellaba una alianza con Loma Negra para la producción de cemento y también se quedaba con las estaciones de servicio de Sol Petróleo.

Chevron concretaba la adquisición de San Jorge, y TotalFina se fusionaba con la belga Elf Aquitaine, consolidando su peso internacional. El Gasoducto del Pacífico entraba finalmente en operación, y Repsol YPF lograba el control de Gas Natural, culminando un proceso de integración vertical. En lo político, Fernando de la Rúa asumía la presidencia de la Nación.

El nuevo milenio

2000 marcó un hito en la integración energética regional con el inicio de las exportaciones de gas natural argentino hacia la ciudad brasileña de Uruguaiana, consolidando así uno de los principales ejes del comercio energético en el Mercosur. En paralelo, se lanzó la licitación para la ampliación del complejo hidroeléctrico de Yacyretá mediante el aprovechamiento del brazo Aña Cuá, con el objetivo de fortalecer la generación de energía renovable y binacional.

2001 en tanto, estuvo signado por un notable dinamismo en el mercado energético y una intensa actividad de reconfiguración empresarial. La firma estadounidense AES adquirió el 61,5% de Gener, ampliando su presencia en el sector de generación eléctrica. Al mismo tiempo, Petrobras dio un paso estratégico al iniciar la producción de gas natural en Bolivia, reforzando su papel como actor clave en el abastecimiento energético del Cono Sur.
En cuanto a los activos de transporte y distribución, Repsol se desprendió del 36% de su participación en el oleoducto Trasandino, mientras que TotalfinaElf expandió su presencia en el sistema gasífero regional mediante la adquisición de acciones en Transportadora de Gas del Norte (TGN), GasAndes y Transportadora de Gas del Mercosur (TGM). En esa misma línea de consolidaciones, Electricité de France ingresó al mercado argentino al comprar el 80% de Edenor, una de las principales distribuidoras eléctricas del país.
Como reflejo de la creciente importancia del sector energético en el entramado geopolítico y económico del Mercosur, se publicó una edición bilingüe de La Energía y sus Protagonistas, una obra que reunió información clave sobre organismos, autoridades y principales referentes de la industria regional; y primer Quien es Quien de la Energía del Mercosur.

En este escenario, la energía se posicionaba no sólo como motor del desarrollo, sino también como terreno de disputas estratégicas y reconfiguración empresarial a escala continental.

El fin de la convertibilidad

A pesar de la dinámica de los negocios en 2001 del sector energético, la economía argentina atravesaba una de las crisis más profundas de su historia: fuerte recesión, el aumento del desempleo y la pobreza, la fuga de capitales y la pérdida de confianza en el sistema financiero.
El estallido se produjo tras años de endeudamiento externo, ajuste fiscal y recesión económica.
El gobierno impuso el “corralito”, que restringió el retiro de dinero de los bancos, lo que provocó protestas masivas, disturbios que concluyeron en la renuncia del presidente Fernando de la Rúa –que se negó a salir de la convertibilidad– en diciembre de ese año.

La crisis derivó en una grave inestabilidad política y social, con cinco presidentes en menos de dos semanas y la derogación del régimen de convertibilidad —que equiparaba el peso al dólar— generó un fuerte impacto sobre los contratos pactados en moneda extranjera.

Nuevo ciclo político

2002 se inició un nuevo ciclo político, con el presidente elegido por la Asamblea nacional, Eduardo Duhalde, quien asumió el cargo el 2 de enero de ese año tras la renuncia de Fernando de la Rúa en diciembre de 2001 y una breve sucesión de presidentes interinos.
Duhalde gobernaría hasta el 25 de mayo de 2003, cuando le entregó el mando a Néstor Kirchner, electo presidente ese mismo año. Su gestión fue clave en la transición tras la crisis de 2001, incluyendo la salida de la convertibilidad y la devaluación del peso.

Para enfrentar esta situación, el Congreso sancionó la Ley 25.561 de Emergencia Pública en enero de 2002, que declaró la emergencia económica y dispuso la pesificación de las obligaciones contractuales expresadas en dólares, convirtiéndolas a pesos a una paridad de uno a uno. Esta medida, conocida como “pesificación asimétrica”, buscó proteger a los deudores frente a la brusca devaluación del peso, pero alteró profundamente los términos contractuales y generó conflictos entre particulares y con el Estado, especialmente en relación con los derechos adquiridos algunos de los cuales fueron renegociados mientras que otros terminaron en el CIADI.

Negocios en 2002

El Gasoducto Cruz del Sur, emblema de la integración energética entre Argentina y Uruguay, alcanzó finalmente la ciudad de Montevideo. Sin embargo, el contexto de crisis económica y la abrupta devaluación del peso argentino triplicaron el precio del metro cúbico, poniendo en evidencia los desafíos de estabilidad macroeconómica en la región.

Mientras tanto, Tenaris expandía sus horizontes: sus exportaciones crecían y sus acciones alcanzaban nuevos máximos, consolidando su perfil global. En el norte argentino, Refinor emprendía la construcción de una planta de almacenaje de propano y butano, reforzando la infraestructura de líquidos del gas.

El ciclo Kirchner

El país sufría las consecuencias de la crisis económica: la producción petrolera cayó más de un 3% y se multiplicaban las rupturas de contratos en un clima de recesión. En el sector eléctrico, los precios de generación se habían reducido drásticamente en los últimos ocho años, alcanzando los 23 dólares por megavatio-hora, una cifra que reflejaba la contracción del mercado.

En mayo, Néstor Kirchner asumía la presidencia de la Nación, iniciando un nuevo ciclo político. Mientras tanto, Petrobras descubría la mayor reserva gasífera de Brasil, Tenaris se consolidaba en el mercado chino, y PDVSA desembarcaba en Argentina con su marca PDV. A nivel interno, el Estado argentino reconocía a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración, descentralizando competencias. No obstante, las reservas hidrocarburíferas seguían en descenso. En contraste, un desarrollo tecnológico destacaba por su originalidad: la Argentina exportó a Francia una turbina generadora de energía undimotriz, desarrollada por la Universidad Nacional de La Plata. Sin embargo, las exportaciones de crudo cayeron un 15%, signo de una industria aún golpeada.

2004 Este año trajo consigo importantes movimientos empresariales y proyectos estratégicos. Pan American Energy adquirió a Repsol el 35% de los bloques exploratorios en la Cuenca Malvinas y en áreas costa afuera. Transportadora de Gas del Sur anunció mejoras en el Gasoducto Cordillerano, mientras que GasAtacama ampliaría su capacidad de transporte. A su vez, se acordó la traza definitiva del Gasoducto del Noreste Argentino (GNA), infraestructura clave para llevar gas a regiones históricamente postergadas. Se lanzó el Plan Nacional Minero y, frente a la insuficiente capacidad de transporte de gas, comenzaron negociaciones para importar gas desde Bolivia. La Refinería de La Plata registró niveles récord de producción. En el plano provincial, Entre Ríos recuperó el control de Edeersa, con la transferencia del 51% de sus acciones. Perú logró abastecer con gas de Camisea a Lima y Callao, y en Argentina se lanzó la licitación del Gasoducto del Nordeste. El Congreso nacional, por su parte, aprobó la creación de Enarsa, una empresa pública con la misión de recuperar el rol del Estado en el sector energético.

2005 La reconfiguración del mapa energético continuó con intensidad. Dow Chemical adquirió la totalidad de PBB Polisur, mientras que Repsol YPF vendió el 50% de Petroken. Electricité de France, por su parte, se retiró del país, vendiendo Edenor al fondo Dolphin, liderado por Marcelo Mindlin. En el ámbito offshore, comenzaron a producir los yacimientos Carina y Aries, bajo la conducción del consorcio liderado por Total Austral.

Petrobras compró Gaseba Uruguay, y Enarsa firmó acuerdos de exploración en el Mar Argentino junto a Petrobras, PetroUruguay y Repsol YPF. En paralelo, el gobierno de Tierra del Fuego selló un entendimiento con Sipetrol para impulsar la exploración provincial. En diciembre, Argentina sorprendía al mundo cancelando de forma anticipada su deuda con el Fondo Monetario Internacional, en un gesto de soberanía financiera.

2006 El dinamismo continuó: Apache adquirió Pioneer, mientras que Brasil alcanzaba un logro histórico al conseguir el autoabastecimiento energético. Pampa Holding compró el 83% de Central Puerto y Tecpetrol expandía sus operaciones hacia Venezuela. Tecna, por su parte, vendía el 50% de sus acciones a Isolux. En la Patagonia, Emgasud anunció la construcción de un polo energético en Chubut. Total se desprendió de sus activos eléctricos, mientras que Central Puerto adquiría por completo la generadora térmica de Loma La Lata.

2007 La consolidación energética se acentuó. SADESA adquirió la hidroeléctrica Piedra del Águila y los activos de CMS, mientras que Pampa Energía compró Powerco, controlante de la central térmica Güemes.

Enarsa se posicionaba como actor central en el desarrollo del Gasoducto del Noreste Argentino. Petrobras, por su parte, profundizó su presencia en Neuquén con la compra a ConocoPhillips de participaciones clave en los yacimientos Sierra Chata y Parva Negra. La provincia de Chubut renovó por treinta años la concesión del área Cerro Dragón a Pan American Energy. En el plano internacional, se inauguró en Sídney un reactor nuclear de investigación desarrollado en Argentina, ejemplo del potencial tecnológico nacional. A nivel doméstico, comenzaron las operaciones del Gasoducto Patagónico y Albanesi realizó una inversión de 100 millones de dólares para aumentar la potencia de su planta en Córdoba. Pero también emergieron tensiones: en medio de una crisis energética, Argentina interrumpió los envíos de gas natural a Chile. A fines de año, Cristina Fernández de Kirchner asumía la presidencia de la Nación.

2008 El año estuvo marcado por nuevas exploraciones y descubrimientos. Pan American Energy halló nuevas reservas en Cerro Dragón y Pluspetrol desarrolló activos en Bolivia. Pampa Energía prometió una inversión de 560 millones de dólares en generación. Enarsa lanzó un ambicioso programa de exploración offshore, mientras que Petrobras descubría más petróleo en la Cuenca de Espíritu Santo y compraba los activos de Esso en Chile. La represa de Yacyretá alcanzaba un récord de generación, y se iniciaba la construcción de la línea NEA–NOA. El Gobierno lanzó dos programas clave: Petróleo Plus y Gas Plus, ambos orientados a estimular la inversión en exploración y producción. Medanito inauguró una planta de compresión en Neuquén.

En Chile, PAE se preparaba para iniciar actividades exploratorias. Brasil sorprendía al anunciar el hallazgo de gigantescas reservas —estimadas en 33 mil millones de barriles— en el presal del Atlántico sur, en los campos Pão de Açúcar y Carioca.

2009 La Compañía General de Combustibles (CGC) descubrió nuevos hidrocarburos en Río Negro, mientras que Total obtenía la extensión de los contratos de Aguada Pichana y San Roque. Edesur pasó al control del grupo italiano Enel, y Capex logró extender la vigencia de su contrato en Agua del Cajón hasta 2026. En el Golfo San Jorge, Pan American Energy iniciaba su incursión offshore, sumándose a la tendencia de exploración en áreas marítimas.

2010 El programa Gas Plus alcanzaba su tercera fase, mientras se inauguraba el Gasoducto Transmagallánico, integrando aún más el sur del país. En el plano empresarial, Bridas vendía el 50% de sus activos a la empresa china CNOOC, y luego adquiría el 60% de PAE, consolidando su control. Pampa Energía y Apache firmaban un acuerdo para el desarrollo de gas no convencional, señalando el inicio de una nueva etapa en la matriz energética nacional.

2011 Fue un año de hitos. Tecpetrol realizaba un importante hallazgo en el área Los Bastos, y se licitaba el primer tramo del Gasoducto del Noreste Argentino. Pampa Energía adquiría los activos argentinos del fondo Ashmore. Se alcanzaba la cota máxima de Yacyretá, y se inauguraba el parque eólico Arauco, un símbolo de la diversificación energética. YPF, ya bajo gestión nacional, anunciaba el descubrimiento de un megayacimiento de shale oil en Loma La Lata, al tiempo que se iniciaban operaciones en la regasificadora de Escobar. En energía nuclear, se aprobó el proyecto de turbinas en Aña Cuá y se firmaron los contratos para extender la vida útil de la Central Embalse.
El país lograba, además, un avance sin precedentes en exploración no convencional, con la perforación del primer pozo horizontal multifracturado de América Latina. La producción petrolera alcanzaba su mayor nivel desde mayo de 2011.

2012 El conflicto en torno a las Islas Malvinas resurgió con fuerza, cuando el gobierno argentino inició acciones contra la exploración ilegal en aguas circundantes.
Mientras tanto, la Cámara de Diputados aprobaba el proyecto para expropiar el 51% de YPF, dando lugar a un giro histórico en la política energética. Ese mismo año, Carlos Slim adquiría el 8,4% de las acciones de la petrolera. En simultáneo, se inauguraron importantes obras: la central termoeléctrica de Ensenada, la central Brigadier López y plantas de Energías Sustentables en San Juan. YPF y Chevron anunciaban una alianza estratégica para desarrollar Vaca Muerta, y Bridas completaba la compra de Esso, relanzando su marca como Axion Energy.
Una nueva etapa

2013 El desarrollo masivo de Vaca Muerta comenzó a consolidarse: YPF, junto a Chevron, Dow, Shell y otras operadoras, protagonizaban una nueva era energética. Ese acuerdo (YPF-Chevron) fue clave para impulsar la exploración de hidrocarburos no convencionales.
Ese mismo año, el gobierno de Ecuador –por medio de su justicia– intentó la ejecución de la sentencia a Chevron por más de USD 19.000 millones por contaminación en la Amazonia. No hay registro de que Kirchner condicionara el freno a la ejecución del “exequatur” a cambio de permitir el desarrollo de Vaca Muerta. No obstante, la Corte Suprema argentina levantó ese embargo para permitir el acuerdo energético con YPF y Chevron en Vaca Muerta.

PAE asumió el compromiso de invertir 3.400 millones de dólares en sus operaciones de exploración y producción de gas en el país durante el quinquenio comprendido entre 2013 y 2017. Total y la alemana Wintershall invertirán 2.100 millones de dólares en los próximos cinco años para producir gas natural en Argentina.
Bridas y sus socios asumieron compromisos millonarios en exploración y producción; Total y Wintershall anunciaron inversiones por más de 2.000 millones de dólares; y Tecpetrol lideraba perforaciones en Aguaray.

La UTE Aguarage, operada por la petrolera Tecpetrol e integrada por YPF, Petrobras, Ledesma y Exxon Mobil, comenzó a perforar 3 pozos ubicados en sus áreas de Campo Durán en jurisdicción del municipio de Aguaray y en Alto Yariguarenda.
Corporación América, del empresario Eduardo Eurnekian, adquiría CGC por 200 millones de dólares, marcando otro hito en la recomposición del capital nacional. YPF retomaba áreas que le habían sido revertidas en la era Repsol y profundizaba su presencia en Bolivia. Entre tanto, se inauguraban plantas de hidrotratamiento en Mendoza, se adjudicaban las obras de las represas de Santa Cruz y se conectaba finalmente a Río Gallegos al sistema nacional.

El grupo Corporación América, encabezado por el empresario aeroportuario Eduardo Eurnekian, concretó la adquisición del 81% de la petrolera Compañía General de Combustibles (CGC) al fondo de inversión Southern Cross, por un valor de 200 millones de dólares. La compañía, con 16 áreas de exploración y producción de hidrocarburos, se integraba así a uno de los conglomerados empresariales más influyentes del país.
En paralelo, YPF avanzaba en múltiples frentes estratégicos. Recuperó tres áreas en Neuquén, luego de que el gobierno provincial revocara los decretos que se las había revertido durante la etapa en que la empresa estaba bajo control de Repsol. En Chubut, iniciaba exploración no convencional, mientras que en Bolivia desplegaba sus primeras campañas exploratorias, afianzando su proyección regional.

La ahora estatal selló además una alianza con Dow para el desarrollo de Vaca Muerta, donde Shell anunciaba un nuevo hallazgo, confirmando el potencial del yacimiento.
En Mendoza, YPF inauguró dos plantas de hidrotratamiento de gasoil y naftas en el Complejo Industrial Luján de Cuyo, destinadas a producir combustibles con bajo contenido de azufre. También sobre el río Mendoza, puso en marcha el aprovechamiento hidroeléctrico Luján de Cuyo.

En el sur del país, se adjudicaron finalmente las obras de las represas “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic” a la Unión Transitoria de Empresas conformada por Electroingeniería, Hidrocuyo y la china Gezhouba. En la misma región, se inauguró la interconexión de Río Gallegos al sistema eléctrico nacional, un hito largamente esperado en la Patagonia austral.

La expansión productiva se coronó el 28 de noviembre, cuando YPF alcanzó los 38.793 metros cúbicos diarios de crudo, el mayor volumen desde mayo de 2011, reafirmando su papel como columna vertebral de la matriz energética argentina.

2014 La actividad energética y minera vivía un periodo de expansión sin precedentes. El sector minero alcanzaba un récord de inversión, mientras en el frente hidrocarburífero YPF sumaba nuevos hitos: descubría un bloque en Los Caldenes, Río Negro; hallaba gas y petróleo en Santa Cruz; y concretaba la compra de Apache, con la que formó YSUR e inició un plan de inversión de 700 millones de dólares en Tierra del Fuego.

En el plano internacional, la petrolera estatal colocó 1.000 millones de dólares en el mercado financiero y recibió un espaldarazo de George Soros, quien adquirió el 3,5% de sus acciones. Además, selló un acuerdo con Petroamazonas, de Ecuador, para optimizar la producción en el Campo Yuralpa.
Las asociaciones estratégicas también se multiplicaban. Enarsa y Gas y Petróleo del Neuquén pactaron el desarrollo de Aguada Cánepa; ExxonMobil anunció el descubrimiento de hidrocarburos en un pozo no convencional; y Pluspetrol emprendió la perforación de 41 pozos en el área Centenario II. En el terreno de las energías renovables, Genneia comprometió una inversión de 1.000 millones de dólares para alcanzar los 500 MW de capacidad instalada en el Parque Eólico Madryn.

En el ámbito de las grandes obras, tres bancos chinos se comprometieron a financiar la construcción de las represas “Néstor Kirchner” y “Jorge Cepernic” en Santa Cruz, mientras Enarsa adjudicó a Electroingeniería la edificación de la central térmica Belgrano II.
La diversificación energética se extendió también al sector nuclear: Corporación América selló una alianza con la rusa Rosatom para futuros desarrollos en el área. El ciclo de expansión legislativa acompañó el impulso productivo con la promulgación de la nueva Ley de Hidrocarburos, destinada a incentivar inversiones y prolongar la vida útil de los yacimientos.

2015 El sector energético argentino y regional atravesaba un momento de intensa actividad. Atucha II alcanzó el 100% de su capacidad de potencia, consolidando la operación plena de la central nuclear. Paralelamente, se iniciaba la construcción del Gasoducto del Noreste, una obra estratégica para ampliar el suministro a las provincias del norte del país.
En el ámbito privado, Pampa Energía destinó 800 millones de pesos a la Central Loma de La Lata, mientras que Tecpetrol desembolsó 63 millones de dólares para adquirir los activos de Americas Petrogas. La malaya Petronas anunció una inversión de 22 millones de dólares para instalar una planta de lubricantes en Ezeiza.
La exploración y producción no convencional continuaba ofreciendo resultados alentadores: se descubrió shale oil en Río Negro y la prueba piloto de El Orejano superó las expectativas iniciales. YPF y la rusa Gazprom avanzaban en conversaciones para asociarse en proyectos gasíferos.

En el plano internacional, Petrobras marcaba récords de producción en el Presal brasileño, mientras China comprometía financiamiento para la construcción de nuevas centrales nucleares en Argentina.

Este ciclo de inversiones y acuerdos coincidió con un cambio político decisivo: Mauricio Macri asumía la presidencia de la Nación, abriendo una nueva etapa en la orientación de la política energética y económica del país.

2016 El sector energético argentino transitaba un ciclo de inversiones y expansión. En el ámbito hidroeléctrico, se anunció la instalación de tres turbinas en la central Aña Cuá, mientras la noruega Statoil llegaba al país de la mano de YPF. En el segmento petrolero, American Energy Partners se asoció con la estatal en Vaca Muerta, y junto a Petronas consolidó un desarrollo conjunto de shale oil.

En Tierra del Fuego, Total inició la producción en Vega Pléyade, uno de los yacimientos offshore más australes del mundo. En paralelo, YPF y Enap Sipetrol comprometieron 165 millones de dólares en el área Magallanes. Mendoza incrementó su participación petrolera, y el año cerró con un aumento de las reservas de crudo.
La expansión industrial también marcó hitos: comenzó a operar la nueva planta de coque en la Refinería La Plata; Axion anunció una inversión de 1.000 millones de dólares en su refinería de Campana; y Pampa Energía desembolsó 892 millones de dólares para adquirir los activos locales de Petrobras.

En el campo nuclear, la Comisión Nacional de Energía Atómica avanzó en el Carem 25, iniciando el hormigonado de la contención del reactor, mientras la generación atómica alcanzaba un récord histórico. El sector renovable dio un paso decisivo con el lanzamiento de la primera licitación de energías limpias.

La macroeconomía energética mostraba signos de dinamismo: YPF duplicó sus inversiones en los últimos cuatro años; las exportaciones de biodiésel sumaron 1.200 millones de dólares; y el consumo eléctrico cerró 2015 con un alza del 4,4%.
En el plano político global, el cambio de escenario fue significativo: Donald Trump asumía la presidencia de Estados Unidos, en un contexto internacional que también influiría sobre la agenda energética argentina.

2017 El panorama energético sumaba nuevos movimientos estratégicos. Total y Petrobras sellaron una alianza para potenciar sus operaciones conjuntas, mientras Tecpetrol anunció un ambicioso compromiso de inversión por 2.600 millones de dólares, apuntalando el desarrollo hidrocarburífero nacional.

En Neuquén, el gobierno provincial puso en marcha un programa de estímulo a las inversiones en gas no convencional, garantizando precios para atraer capitales al sector. En paralelo, YPF incrementaba su nivel de endeudamiento y ampliaba el pedido de créditos para financiar su cartera de proyectos.

En el Atlántico Sur, avanzaba el controvertido proyecto de explotación de hidrocarburos en torno a las Islas Malvinas, en un contexto de tensiones geopolíticas y debate sobre la soberanía nacional.

2018 El sector energético y minero vivía una etapa de gran dinamismo. Argentina concretaba el retorno de las exportaciones de gas natural a Chile, mientras el Gobierno anunciaba que en julio de 2018 se lanzaría la Ronda I off-shore, destinada a expandir la exploración de hidrocarburos en aguas profundas. En Santa Cruz, la recaudación del complejo minero se triplicaba, y las mineras canadienses obtenían resultados exitosos en sus campañas exploratorias en Salta.

En el frente corporativo, Geopark adquiría bloques de Pluspetrol y sellaba una sociedad con YPF para la exploración en Mendoza. Pampa Energía concretaba la venta de activos a Vista Oil & Gas, mientras Pan American Energy anunciaba que producirá petróleo en el Golfo de México. YPF, por su parte, proyectaba invertir 600 millones de dólares en Río Negro, retomaba su objetivo de desarrollar yacimientos maduros y mantenía firme su Plan Estratégico 2018-2022, que contempla desembolsos por 30.000 millones de dólares.

Neuquén reforzaba su política de estímulo a las inversiones, y Gas y Petróleo de Neuquén firmaba un acuerdo con Statoil para explorar el área Bajo del Toro Este. Chevron, en tanto, se preparaba para retomar operaciones en El Trapial, y Madalena Energy reportaba resultados en Vaca Muerta.

En el plano regulatorio, el Ministerio de Energía y Minería preparaba un mecanismo temporario para poner a disposición de terceros la capacidad de regasificación, con el fin de promover mayor competencia tanto en el upstream como en el downstream del gas natural. Mientras tanto, Camuzzi Gas del Sur iniciaba una obra clave de refuerzo de redes en Neuquén y Plottier.
La generación eléctrica sumaba hitos: se inauguraba el primer parque eólico de RenovAr, el emprendimiento Mario Cebreiro en Bahía Blanca, con una capacidad de 100 MW; y entraba en operación la Central Vuelta de Obligado, incorporando 800 MW adicionales al Sistema Interconectado Nacional.
Sin embargo, el escenario también mostraba contrastes: la caída de la producción auguraba un aumento en las importaciones, fracasaba la Ronda Uruguay III y Petrobras, fuera del país, marcaba un récord de producción en Brasil. Aun así, entre mayo y julio, la producción de hidrocarburos local mostraba un repunte, ofreciendo un respiro a las expectativas de autoabastecimiento.

2019 La transición energética argentina mostraba avances significativos en renovables e infraestructura gasífera. Pan American Energy inauguró su primer parque eólico, mientras Genneia superaba la barrera de los 1.000 MW de generación instalada y sumaba el parque Pomona II, ya operativo para grandes usuarios, el sexto proyecto eólico que la compañía ponía en marcha en un solo año. En Santa Cruz, se inauguró el Parque Eólico del Bicentenario, ubicado en Jaramillo, el más grande del país.

En el sector hidrocarburífero, Shell anunció que encarará el desarrollo de tres bloques que opera en Vaca Muerta, y YPF recibió la barcaza Tango, destinada a producir y exportar gas natural licuado (GNL), marcando un nuevo hito en la diversificación de mercados. El crudo y el gas no convencional mantenían un sostenido aumento, y las exportaciones de gas a Chile continuaban en alza.

ransportadora de Gas del Sur (TGS) reforzaba su protagonismo con la puesta en marcha del proyecto de expansión de la planta Cañadón Alfa, que incorporó nuevos equipos para ampliar la capacidad de compresión. La empresa anunciaba inversiones por 330 millones de dólares en todas sus áreas de negocios, y su CEO, Javier Gremes Cordero, anticipaba nuevos proyectos para 2019.

En el noreste del país, GASNEA comenzaba la operación del gasoducto Curuzú Cuatiá, mejorando la infraestructura de transporte y distribución en la región.
Este ciclo de obras y anuncios coincidió con un cambio político: Alberto Fernández asumía la presidencia de la Nación, abriendo un nuevo capítulo en la política energética argentina.

2020 El contexto socioeconómico marcó un escenario complejo: el nivel de actividad económica se desplomó un 26 % interanual en abril, el primer mes completo del aislamiento, y el Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE) registró una baja del 17,5 % respecto a marzo.

En este entorno adverso, algunas compañías lograron sortear la crisis con avances notables. AES Argentina inauguró dos parques eólicos de última generación: Vientos Bonaerenses (en Tres Picos, Buenos Aires) y Vientos Neuquinos, el primero y único en su tipo en la provincia de Neuquén.

Por su parte, YPF, a través de la barcaza Tango FLNG, concretó las primeras exportaciones de gas natural licuado (GNL) del país entre fines de 2019 y principios de 2020, marcando un hito en el ingreso de Argentina al mercado internacional de GNL. Aunque se trató de operaciones a pérdida (el precio internacional se ubicó por debajo del umbral estimado de rentabilidad), representaron un punto de inflexión estratégico
No obstante, el año fue considerado por muchos como “para el olvido” en el sector. Se evidenció un preocupante vacío de conducción política en energía, marcada por la rotación de dos secretarios de Energía en poco tiempo y la ausencia de una política energética o tarifaria clara y sostenida

2021 En un año marcado por la reactivación de proyectos estratégicos, el sector energético argentino exhibió una agenda intensa de inversiones, asociaciones y récords productivos. YPF, Tecpetrol y Pampa Energía anunciaron nuevos desembolsos, mientras Transportadora de Gas del Sur (TGS) y Oilstone sellaban una alianza en el segmento midstream.

YPF, en paralelo, reconfiguró su oferta para reestructurar deuda internacional por 6.200 millones de dólares y ejecutó un robusto plan de inversiones: destinó 1.500 millones de dólares en Neuquén, perforó el primer pozo horizontal no convencional en Santa Cruz, invirtió 30 millones de dólares en la modernización del cracking catalítico de su refinería de La Plata y otros 21 millones en la planta de Luján de Cuyo para mejorar la calidad ambiental de las naftas. Además, junto a Equinor, cedió un 30 % de participación a Shell para explorar el área offshore CAN-100 e invertirán en conjunto 117 millones de dólares en el área Bajo del Toro.

El avance en energías renovables sumó hitos: entraron en operación el parque eólico Chubut Norte III, de Genneia y Pan American Energy (PAE), y Chubut Norte II, de Genneia; YPF Luz finalizó el parque eólico Los Teros; y PAE inauguró, junto a Genera, el parque Chubut Norte III.
El sector privado también protagonizó movimientos relevantes: Pampa Energía concretó la venta de Edenor y alcanzó un acuerdo con Gazprom; Raízen inauguró en Dock Sud una planta de propelentes; Patagonia Energy adquirió la concesión Aguada del Chivato-Bocarey a Medanito; y TotalEnergies comprometió inversiones por 1.000 millones de dólares en proyectos onshore y offshore. Vista, por su parte, anunció un plan de 2.300 millones de dólares en Vaca Muerta con el objetivo de duplicar su producción en cinco años.

En el segmento gasífero, TGS amplió la capacidad de tratamiento en su planta de Tratayén y Gas NEA concretó la primera conexión de gas a una industria en la provincia del Chaco. En paralelo, Tenaris inició operaciones de fractura hidráulica y la central nuclear Atucha I obtuvo la extensión de su vida útil.

En materia de comercio exterior, Chubut exportó hidrocarburos por 1.300 millones de dólares en diez meses y las exportaciones de productos minerales crecieron un 37,9 %. El año cerró con un récord: en noviembre, la producción total de petróleo del país alcanzó los 557.000 barriles diarios, cifra que no se registraba desde octubre de 2012. La producción no convencional representó el 37 % del total y creció un 64 % interanual, según datos de la Secretaría de Energía.

El vínculo entre energía y ciencia se fortaleció con la firma de un acuerdo de investigación y desarrollo entre Pan American Energy y el CONICET, consolidando un puente entre la producción de hidrocarburos y la innovación tecnológica.

2022 El año estuvo marcado por hitos energéticos, negociaciones internacionales y un cambiante escenario geopolítico. El Gobierno concedió la reducción de regalías a los concesionarios del área offshore CAN-100, mientras que YPF Luz puso en marcha Cañadón León, su tercer parque eólico, consolidando su presencia en el sector renovable. Genneia, por su parte, alcanzó una participación del 18 % en la generación total de energías renovables del país durante 2021.

En paralelo, el tablero internacional se sacudió con el estallido del conflicto entre Rusia y Ucrania, un hecho que reconfiguró el mercado global de la energía. En el frente financiero, luego de intensas negociaciones, el Gobierno argentino logró cerrar con el Fondo Monetario Internacional un acuerdo para refinanciar los compromisos asumidos en el fallido programa Stand By de 2018, cuyos vencimientos se concentraban principalmente en 2022 y 2023.

La actividad hidrocarburífera sumó avances estratégicos. Pampa Energía incrementó un 60 % su producción de gas y adquirió, por 171 millones de dólares, el Parque Eólico Arauco II. En el sur, se prorrogó hasta 2041 la concesión offshore en la Cuenca Austral, y se activó el proyecto Fénix, con una inversión estimada en 700 millones de dólares.
Las inversiones también se expandieron hacia nuevas fronteras energéticas: capitales chinos se comprometieron a desarrollar proyectos de producción de litio, y comenzaron las obras del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), infraestructura clave para incrementar el transporte de gas desde Vaca Muerta.

En el ámbito del gas natural licuado (GNL), YPF y Petronas acordaron avanzar hacia la producción a escala en Argentina, proyectando convertir al país en un exportador relevante de este combustible. Además, YPF obtuvo la mejor calificación crediticia de su historia por parte de la agencia Fitch, fortaleciendo su posición en los mercados de capitales.

2023 El año estuvo marcado por una serie de hitos que consolidaron la expansión de la matriz energética argentina. En el marco del Plan Gas.Ar, se adjudicaron las ofertas correspondientes a las rondas 4 y 5, que extienden el esquema de abastecimiento y precios garantizados hasta 2028. En paralelo, Tecpetrol incorporó a su cartera el área petrolera Puesto Parada, en Vaca Muerta, y YPF ratificó un ambicioso plan de inversiones por 5.000 millones de dólares.

La producción alcanzó cifras históricas: el petróleo registró un récord de 626,6 mil barriles diarios y el gas en Vaca Muerta llegó a 57,3 millones de metros cúbicos por día, consolidando el aporte de la producción no convencional al abastecimiento nacional. La generación renovable también sumó un capítulo destacado: Genneia produjo en 2022 el 20 % de la energía eólica y solar del país, mientras AES anunció una inversión de 90 millones de dólares en nuevos proyectos eólicos.

En el sector nuclear, Atucha II se preparaba para incrementar su aporte al sistema eléctrico. En el ámbito de la infraestructura de transporte, entró en servicio la línea de 500 kV Bahía Blanca–Mar del Plata, y se inauguró, el 9 de julio, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), obra clave para ampliar la evacuación del gas de Vaca Muerta. Su puesta en operación generó un ahorro estimado de 421 millones de dólares por la menor importación de energía.
Nuevas fronteras exploratorias también entraron en escena, como el desarrollo del pozo no convencional Palermo Aike, que apunta a diversificar la base de recursos.
El año cerró con un cambio político trascendental: Javier Milei asumió la presidencia de la Nación para el período 2023–2027, en un contexto en el que la política energética se proyecta como uno de los ejes estratégicos de su gestión.

2024 El sector energético argentino transita un año de fuertes inversiones y reconfiguración estratégica. Vista anunció que destinará 900 millones de dólares a Vaca Muerta, mientras YPF y CGC avanzan en su proyecto exploratorio en Palermo Aike, y Pan American Energy junto a CGC obtuvieron nuevas concesiones offshore.

En el segmento del transporte de gas, Transportadora de Gas del Sur (TGS) confirmó un plan de inversión de 700 millones de dólares para ampliar la capacidad del sistema, y el consorcio Techint–Sacde finalizó un ducto de 100 kilómetros en el marco de la reversión del Gasoducto Norte. En paralelo, el proyecto Fénix se puso en marcha, incrementando la inyección de gas al sistema nacional.

YPF continuó reordenando su portafolio de activos con la firma de seis acuerdos para ceder quince áreas convencionales, mientras Buenos Aires invirtió 500 millones de dólares para ampliar la capacidad de exportación de crudo. La provincia también vio crecer su matriz renovable con la inauguración del Parque Eólico Pampa Energía VI.
En el ámbito del GNL, Pampa Energía se sumó al proyecto liderado por Pan American Energy y Golar, que busca posicionar a Argentina como un exportador relevante de gas natural licuado.

En el plano regulatorio, el Congreso aprobó la Ley Bases, una reforma estructural con alta incidencia en el sector energético, que se sumó a un contexto macroeconómico complejo marcado por un fuerte ajuste tarifario: en marzo, la combinación de tarifas y subsidios registró un incremento cercano al 160 %.

2025 La prórroga de la concesión del Complejo Hidroeléctrico Río Hondo aseguró la continuidad operativa de esta infraestructura clave para la generación renovable. En el frente internacional, YPF firmó un Memorándum de Entendimiento para la exportación de gas natural licuado (GNL) a la India, abriendo una nueva puerta comercial hacia el mercado asiático.

La retirada de Petronas del ambicioso proyecto de exportación de GNL en Bahía Blanca —una inversión estimada en 30.000 millones de dólares— fue, sin lugar a dudas, un duro golpe para el sector energético, las provincias involucradas y el gobierno de turno. Este paso no se debió exclusivamente a variables de mercado o inestabilidad macroeconómica, como se ha intentado justificar desde las fuentes oficiales; más bien, apuntan a una combinación de factores geopolíticos, decisiones políticas locales inconsistentes y un marco diplomático ambiguo que erosionaron la confianza de la empresa malaya.

El traslado arbitrario de la locación del proyecto desde Bahía Blanca a Punta Colorada, la falta de explicaciones claras por parte de las autoridades y un contexto geopolítico internacional convulso —que habría jugado en contra del país— terminaron por persuadir a Petronas de abandonar no solo el proyecto, sino también su participación en Vaca Muerta. Esta retirada confirma la percepción de que Argentina aún no ofrece las condiciones de previsibilidad y seguridad jurídica necesarias para atraer inversiones de alto calibre.
No obstante, las cuentas externas del sector mostraron un desempeño excepcional: la balanza energética de 2024 cerró con un superávit de 5.668 millones de dólares, mientras que en enero el saldo comercial energético fue de 678 millones de dólares. Estos resultados se apoyaron en una mayor capacidad exportadora y en el impulso de proyectos estratégicos, aunque el año también estuvo atravesado por la denominada “salida estratégica” de grandes energéticas, que comenzaron a replegar inversiones y activos en el país.
Entre los avances más destacados, Oldelval inauguró el Proyecto Duplicar, duplicando su capacidad de transporte de crudo desde Vaca Muerta hacia las refinerías y puertos de exportación. En un movimiento corporativo significativo, Vista adquirió los activos de la malaya Petronas, reforzando su posición en el mercado local. Pampa Energía y Tecpetrol ampliaron su presencia regional con exportaciones de gas a Brasil y Bolivia, mientras Southern Energy anunció la incorporación de un nuevo barco de licuefacción para expandir su oferta de GNL.

En el segmento eléctrico, Goldwind y TotalEnergies se preparaban para construir el parque eólico más austral del mundo, un proyecto emblemático para el desarrollo renovable patagónico. Además, TotalEnergies puso en marcha una nueva línea de alta tensión en Neuquén, y el Gobierno anunció licitaciones para más líneas de alta tensión junto con la ampliación de la capacidad gasífera, consolidando la infraestructura necesaria para sostener el crecimiento del sector.

(un vistazo a la evolución de las prestaciones
reguladas de electricidad y gas por redes)

Por Konstantinos Papalias y Charles Massano

Contenido

1 El cambio de paradigma de los ’90: de empresas estatales a empresas reguladas. Situación actual.
2 La transformación de los upstreams
de gas y de electricidad.
2.1 Upstream de electricidad.
2.2 Upstream de gas natural.
3 Desarrollo en los sistemas de distribución de electricidad.
4 Desarrollo en los sistemas de distribución de gas por redes.
5 Evolución de indicadores.
5.1 Consumos por usuario residencial de gas y electricidad.
5.2 Proporción de usuarios residenciales de gas y electricidad en el total de hogares.
5.3 Tasas de evolución de otros indicadores.
6 La irrupción de los renovables.
7 Evolución de la intensidad energética
(consumo por unidad de PBI).
8 Los desafíos actuales: armonización regulatoria, mejor interconexión e incorporación orgánica de los recursos de “Energía Distribuida”.
8.1 Desafíos Técnicos.
8.2 Desafíos Regulatorios/Estratégicos
9 Conclusiones.

1. El cambio de paradigma de los ’90: de empresas
estatales a empresas reguladas. Situación actual

Entre 1991 y 1993 la estructura de los servicios públicos argentinos de jurisdicción nacional sufrió un cambio paradigmático: se abandonó el modelo de “empresa del estado” y se pasó a uno de empresas privadas reguladas. Ese proceso fue seguido en algunas provincias en el resto de la década.

El retroceso en aquellos cambios observado a partir de la crisis de 2001, pero en especial luego del 2003, que seguiría hasta 2015 inclusive, afectó fundamentalmente a varias provincias, con la re-estatización de las empresas prestatarias de servicios de electricidad y de agua y alcantarillado. Pero en todas, nacionales y provinciales, los procesos regulatorios originados en los ’90 fueron interrumpidos, y la determinación de las tarifas mediante procedimientos reglados y marcados por pautas de eficiencia fue reemplazado por objetivos de política económica, dirigidos a regular el impacto del costo de los servicios en los presupuestos familiares, a fin de evitar que esos destinatarios revelaran una reacción electoral contra eventuales aumentos.

El proceso iniciado en 2016, que pretendió devolver eficiencia al mensaje tarifario, en la práctica sólo sirvió para que las empresas nacionales, aún privadas, recuperaran rentabilidad y la capturaran a través de dividendos, lo cual fue posible a partir del resultado de las revisiones tarifarias de 2016, que elevaron de manera significativa las tarifas, al punto de provocar reacciones plasmadas en fallos judiciales adversos a esos ajustes.

La actual senda de ajustes posteriores a 2023 (con el proceso de revisión tarifaria terminado) está aún en proceso de aplicación. De hecho no está claro si la mejora en rentabilidad se destinará mayormente a la extracción de rentas o a la mejora de la infraestructura y la calidad de la prestación. Sobre todo, cuando la función de la regulación federal está en plena etapa de reconfiguración, incluyendo la desaparición de los entes reguladores de gas y electricidad nacionales y su reemplazo por una única autoridad regulatoria, rememorando el proceso británico del inicio del siglo^[1].

2. La transformación de los upstreams
de gas y de electricidad

2.1 Upstream de electricidad.

A diferencia de lo que ocurría con el gas natural, el ámbito de la electricidad para servicio público llegó a la década del ’90 bajo un sistema regulatorio federal, reglado por la Ley 15.336. Convivían generadores y empresas de distribución de electricidad provinciales con nacionales, bajo estructuras de empresas públicas. El upstream hídrico pertenecía mayormente a la Nación, bajo dos empresas (Agua y Energía Eléctrica -AyEE- e Hidronor), pero también había generación de propiedad de las provincias, tanto hidráulica como térmica.

La transmisión de electricidad en alta tensión era propiedad y era administrada por AyEE, salvo por las redes de 132KV y menos que eran básicamente provinciales.

Las privatizaciones de los ’90 pusieron casi todo el parque térmico bajo propiedad privada y las represas bajo concesiones a privados, con la excepción de los entes binacionales y algunas represas provinciales de menor envergadura, o que habían sido transferidas por AyEE a esas empresas. La regulación del comercio nacional de energía y potencia quedó en manos de la Secretaría de Energía de la Nación y la administración de su despacho se entregó a una empresa gobernada por representantes de los tres estamentos del sistema (generación, transporte y distribución, conducida por la Secretaría de Energía), la actual CAMMESA.

El precio de la energía y la potencia era determinado por un despacho económico marginal conducido por CAMMESA (las fuentes más caras se despachan en última instancia) donde las generadoras competían para acceder al despacho que también, y para lograr ingresos de largo plazo, contrataban una curva de carga y la provisión de energía a precios acordados con los clientes que lograban, en el llamado Mercado a Término.

El Ente regulador nacional (ENRE), creado en 1992 (y hoy pronto a fusionarse con el de gas), se ocupaba de la regulación de las distribuidoras que eran de propiedad nacional y no fueron luego transferidas al ámbito regulatorio provincial (como las tres que se desempeñan en la provincia de Buenos Aires, salvo por el GBA), y de la transmisión que supera las fronteras provinciales. Pero todo el despacho eléctrico interconectado responde a las órdenes de CAMMESA.

El retroceso en el proceso regulatorio que ocurrió desde 1999 no cambió demasiado el upstream eléctrico: la mayor parte del parque sigue en manos privadas o en concesiones. Salvo por la energía nuclear, siempre en manos del estado nacional a través de la CoNEA y Nucleoeléctrica Argentina (hoy sujeto de privatización propuesta).

Lo que sí cambió fueron las reglas de juego comerciales, regulatorias y de despacho: se abandonó el despacho económico por costos marginales y se lo reemplazó por normas ad hoc que evitaron que las fuentes más caras de generación formasen los precios que CAMMESA determinaba que debía pagar toda la demanda. Y esos mayores costos eran fuertemente subsidiados, aunque la campaña de reducción de esos subsidios que ha emprendido el actual gobierno nacional promete reducir su impacto sobre las finanzas de CAMMESA en pocos meses más^[2].

EL dictado de la Ley 27.742, intenta devolver al upstream eléctrico a las reglas de juego de 1993, pero agregando más inserción de reglas de mercado y libre competencia. Si bien no se ha avanzado en la mera declaración de precios para el ranking de despacho (sigue habiendo costos estandarizados por tecnología), se pretende retirar a CAMMESA de la adquisición de combustibles y avanzar con el unbundling en clientes de distribución.

2.2 Upstream de gas natural.

El upstream de gas natural comenzó a reconfigurarse en 1990, cuando la empresa estatal en proceso de privatización Yacimientos Petrolíferos Fiscales SA implementó un plan de venta de áreas secundarias a operadores privados. La venta del paquete accionario de YPF transformó la sociedad anónima bajo control estatal en una privada con cotización internacional. Los demás operadores privados participaron en procesos de concesiones de exploración y explotación de áreas, y el poder concedente fue transferido a las provincias petroleras en 1992, mediante la Ley 24.145.

A la fecha y desde 1991, el upstream de hidrocarburos ha funcionado, sin interrupciones, bajo un ámbito de concesiones provinciales, regulación nacional y explotación privada. Los precios se forman por la relación entre oferentes y demandantes aunque no hay un ámbito de acceso público donde se revelen los precios de mercado, salvo por el accionar de MEGSA^[3], empresa del grupo BYMA creada en 2004 para funcionar como un exchange de gas y formar precios en mercados de contratos estandarizados y spot y aún brindar señales para formar un mercado de derivados. Pero en tanto su alcance es muy reducido y su intervención no es obligatoria, la oferta de gas sigue interactuando “over the counter” con la demanda y aún no existe un verdadero ámbito transparente y competitivo de formación de precios. Hoy MEGSA se limita a administrar subastas en las que los precios están limitados y enmarcados en el Plan Gas que determina compromisos por parte del estado para subsidiar diferencias entre los precios contratados y los regulados transferidos al mercado de demanda para distribución y generación de electricidad (en plan de desaparición).

En 2024, la Ley 27.742 cambió los objetivos del upstream de hidrocarburos, desde el autoabastecimiento nacional, hacia un concepto difuso de suficiencia de abastecimiento energético. Las exportaciones son promocionadas, incluso con regímenes especiales como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para exportaciones estratégicas de largo plazo (RIGI-EELP). La maximización de la renta hidrocarburífera es hoy un objetivo de la legislación, aunque sin definir el destino de esas pretendidas mayores rentas. Correspondería a procesos de asignación eficiente de recursos, apoyados en el libre mercado, el identificar los destinatarios y las funciones de la renta hidrocarburífera no capturada por las regalías y otros componentes del “government take”, al que el espíritu de la normativa nacional vigente pretendería minimizar.

3. Desarrollo en los sistemas de distribución de electricidad

El Estado Nacional se reservó el derecho de diseñar, construir y financiar las expansiones del sistema nacional interconectado de transporte, delegando a las empresas reguladas bajo órbita federal únicamente la operación y mantenimiento de la infraestructura.

Esta decisión regulatoria en conjunto con la obligación de cesión de todas las nuevas instalaciones al sistema (sacando las disposiciones del Art. 31, que fueron escasas), en la práctica derivó en la ausencia completa de incentivos privados para la expansión del sistema de transporte, el cual, con la excepción de las obras solventadas con fondos federales controlados por el Consejo Federal de Energía Eléctrica, ha permanecido prácticamente estático en los últimos 30 años, cuando se lo compara con el crecimiento de la oferta y la demanda.

Hoy, el sistema de transporte se consolida como un gran cuello de botella que requeriría inversiones de base por encima de los USD6mil millones, para las que aún no se cuentan mecanismos regulatorios o financieros que garanticen su recupero bajo iniciativa privada. Restará evaluar los efectos reales de la Resolución 311/2025, publicada mientras se redactaba este ensayo.

Síntoma evidente de esto fue, entre otros, la licitación de almacenamiento con baterías en el área metropolitana de Buenos Aires, que atiende la urgencia derivada de la no definición de la solución de financiamiento de las obras de alta tensión que son necesarias en el AMBA.

Abordando el lado de distribución, se puede afirmar la existencia de un crecimiento orgánico de usuarios, demanda y redes. Es posible que la potestad provincial sobre los aspectos técnicos y económicos del servicio haya sido el factor que permitió a los sistemas provinciales acompañar el crecimiento de la demanda con infraestructura.

Si bien la información disponible sobre los indicadores de los sistemas provinciales es escasa y poco confiable, se pueden apreciar patrones de incremento en todas las dimensiones físicas. La tasa de crecimiento promedio acumulado de la cantidad de usuarios en distribuidor entre 1989 y 2024 se ubica en torno al 1.4% anual. El mismo ejercicio para la potencia máxima entre 2000 y 2024 arroja un crecimiento del 3% acumulado anual, mientras que para la extensión de líneas y centros de transformación arroja un promedio de 1.1% acumulado anual.

Una de las variables que no se puede apreciar con las métricas anteriores es el mallado del sistema y su capacidad de incorporar generación o demanda adicional. A nivel distribución fue más fácil la aplicación de la iniciativa privada para la expansión del sistema, bajo las mismas premisas que en transporte pero con menor resistencia por parte de la demanda, que tomó como un hecho la inversión en el sistema con cada nuevo requerimiento de potencia en distribuidor.

La evolución graficada de cifras de usuarios conectados, km de líneas y potencia responde más a la calidad y disponibilidad de datos que a la realidad. De allí que las reducciones de los años 2003 y 2010 a 2013, deben imputarse a los datos disponibles. El siguiente esquema representa la estructura actual del sistema eléctrico argentino.

4. Desarrollo en los sistemas de distribución de gas por redes

Luego de la privatización de 1992 (Ley 24.076), el servicio de transporte y distribución de gas por redes en Argentina es prestado por empresas privadas, licenciatarias reguladas. Las transportistas, originalmente dos empresas, obtuvieron exclusividad para la explotación comercial regulada de los activos que les fueron transferidos. Las distribuidoras (hoy nueve licenciatarias y varias empresas autorizadas como subdistribuidoras), tienen cierta prioridad geográfica en la prestación dentro de sus zonas de distribución, pero las áreas no servidas pueden ser atendidas por subdistribuidoras. Esa estructura de propiedad no se ha alterado en su esencia desde 1992, ya que ninguna de esas empresas fue re-estatizada.

Desde 2003 y hasta 2023 inclusive, el estado nacional y provincial han participado activamente en el desarrollo de la infraestructura del sector, ya sea financiando o directamente solventando obras que luego fueron, en algunos casos, transferidas a las licenciatarias para su incorporación al servicio regulado a cambio de alguna contraprestación para los usuarios que pagaron los cargos que solventaron y/financiaron eso gastos (generalmente, metros cúbicos de gas). Y en otros, permanecieron en poder de la entidad pública que las construyó, ya sea con cargos específicos pagados directa o indirectamente por los usuarios, o aún con aportes directos del estado. Hoy ese modelo se considera agotado. El siguiente esquema expone la estructura del sistema gasífero argentino.

La evolución del total de usuarios conectados a la distribución de gas se observa en el siguiente gráfico:

La evolución del total de Km de redes de distribución, para años seleccionados, se observa en el siguiente gráfico:

La evolución del consumo de gas por redes se observa en el siguiente gráfico:

Analicemos a continuación la evolución de algunos indicadores.

5. Evolución de indicadores.

5.1 Consumos por usuario residencial de gas y electricidad.

El consumo por usuario Residencial de electricidad ha tenido un franco aumento desde la privatización. Ello contrasta con el de gas natural que, como veremos luego, ha sido irregular. Además de la obvia mayor disponibilidad del fluido eléctrico, otra explicación es que la incorporación de confort se refleja mucho mejor y con menor costo en los electro que en los gasodomésticos.

El consumo por usuario de gas natural no se ha comportado de manera definida entre 1993 y 2024. Ello en tanto la cantidad de usuarios residenciales y la del consumo de esa categoría han evolucionado de manera similar. Eso permite concluir que los problemas de falta de suministro en invierno, se deben al aumento del número de usuarios y no a un cambio de hábitos de consumo de gas residencial.

El siguiente gráfico exponen estos resultados:

Los consumos patagónicos se destacan por ser proporcionalmente mayores, aún cuando estudios del ENARGAS han determinado que las diferencias de temperaturas no explican la enorme diferencia en el consumo respecto a la media de otras provincias . Este comportamiento por zona y no su cambio en el tiempo es el resultado de una política de subsidios destinada a incentivar el consumo en lugar de a implementar mejoras de aislación de viviendas en las zonas que lo requieren.

Pensamos que la mejora en la aislación de la envolvente de los edificios resultaría en un uso más efectivo de los subsidios, reemplazando gastos por inversiones cuyos resultados, a nivel de usuario, se reflejarían en una reducción del consumo y del consiguiente subsidio al mismo tiempo que la mejora del confort y el incremento de la resiliencia del sistema físico, si ese esfuerzo se acompaña con una política de tarifas adecuada.

Debe tenerse en cuenta que las distribuidoras sólo entregan una parte del gas que consume el mercado interno. Si bien en 2024 las distribuidoras entregaron 29,8 miles de millones de m3, el total entregado al mercado interno superó los 39 mil millones de m3 (en 1993, ese volumen era de 21,8 miles de millones de m3).

5.2 Proporción de usuarios residenciales de gas y electricidad en el total de hogares.

Las estadísticas no nos han permitido lograr cifras totalmente uniformes, dado que el concepto de vivienda no es estrictamente asimilable al de usuario de servicios públicos. Ello redunda en que, por ejemplo, en Capital Federal las cifras de usuarios de gas y electricidad supere a la de viviendas en algunos años. El comportamiento errático en la cobertura del servicio eléctrico expone incompatibilidades entre los datos censales de cantidad de viviendas y la del número de usuarios, pero también permite concluir que ya desde el comienzo del período, la cobertura eléctrica del país era muy importante, y su variabilidad, en tanto el avance de urbanización y el servicio eléctrico no pueden diferir, responde a problemas en los datos y a la instalación de viviendas censadas en áreas no urbanizadas. El cambio proporcional en el porcentaje de cobertura del servicio eléctrico entre 1993 y 2024 (gráfico de la derecha), revela los mismos problemas de incompatibilidad de datos de usuarios y viviendas, pero también un comportamiento dispar en el avance en el grado de cobertura que, sin embargo, parte de un nivel importante.

Para el caso de gas por redes, la proporción de viviendas con servicio se incrementó hasta el año 2015 en la mayoría de las provincias (en otras, ese crecimiento se detuvo antes), marcando una estabilización en el proceso de avance de la cobertura y luego un avance del desarrollo urbano más veloz que el de la incorporación de usuarios a la red de gas. El consiguiente crecimiento proporcional en la cobertura (cambio proporcional en el porcentaje de cobertura), ha sido muy dispar, como se observa en el gráfico de la derecha.

Las cifras de crecimiento negativas en los servicios de gas de Capital Federal pueden explicarse por la sustitución de electricidad por gas en nuevas viviendas de propiedad horizontal. En las demás provincias con crecimiento negativo, la explicación sería un crecimiento urbano superior al de cobertura del servicio.

Para el servicio de gas, las cifras de Entre Ríos (el crecimiento no está graficado por su enorme módulo) se explican por la creación de la novena zona de distribución en 1999; aunque ya existían servicios desde 1991 en Paraná (esos datos no están incluidos). En Corrientes, Chaco y Formosa existen algunos servicios conectados a la red de distribución, pero el ENARGAS no ha consignado los datos pertinentes.

Para el servicio de gas en general, se observa una tendencia positiva hasta 2015 y luego un descenso atribuible a un crecimiento urbano superior al de la red de gas.

La cobertura del servicio de gas en el país es dispar, y la falta de cifras para las zonas con servicio y poco consumo (Chaco, Corrientes y Formosa) priva a las estadísticas de los verdaderos niveles de cobertura en esas zonas. Hoy la única provincia sin servicio es Misiones.

Según expone el ENARGAS en https://www.enargas.gob.ar/secciones/transporte-y-distribucion/transporte-y-distribucion.php), aún varias localidades son abastecidas por GLP por redes, y la posibilidad de conectarse a la red de gas natural dependerá de su conveniencia económica. El sistema de GLP o aún GNL transportado por camión hasta la red donde se lo vaporiza tiene gran difusión en países como Chile y el GLP por redes en particular es tan antiguo en Argentina como el propio gas natural por redes.

5.3 Tasas de evolución de otros indicadores.

La evolución de la cantidad de usuarios residenciales de electricidad por redes puede observarse en el siguiente cuadro:

La tasa de incorporación ha sido en general positiva y los años posteriores a la privatización (entre 1993 y 1999) de los servicios nacionales y algunos provinciales, muestran un mayor crecimiento promedio anual que el resto de los períodos. Las tasas iguales a cero demuestran ausencia de datos en el año superior del período.

La evolución de la cantidad de usuarios residenciales de gas por redes puede observarse en el siguiente cuadro:

La evolución del número de usuarios es positiva en casi todos los casos. Entre Ríos crece rápido por ser recientemente incorporada al servicio (1999, salvo por Paraná, que tenía el servicio 8 años antes). No hay datos para Formosa, Chaco y Corrientes y Misiones carece del servicio de gas natural por redes. El crecimiento permanente logró duplicar el número de usuarios de gas por redes de distribuidoras entre 1993 y 1995. Incluso, como en el caso de Paraná, los datos de provincias pueden no contener el total de usuarios de subdistribución (concesiones municipales). El crecimiento en los años posteriores a la privatización es mayor al del período completo, lo que es un indicio de que el negocio fue adquirido con buenas perspectivas.

El nivel de saturación de los servicios ha evolucionado de manera distinta en cada provincia (electricidad) y zona de distribución (gas -ENARGAS no publica los km de redes de distribución por provincia, sólo por distribuidora en sus informes anuales).

Entendemos que la saturación está en aumento cuando el crecimiento del metraje de redes por usuario es negativo. El caso del servicio eléctrico se expone en los siguientes cuadros:

Las provincias que han aumentado la saturación (crecimiento negativo del metraje por usuario) son excepciones. El metraje total por usuario ha aumentado apenas un 3,09% entre 2024 y 2001, lo que se interpreta como un nivel de saturación importante.

Para los usuarios residenciales obviamente el metraje es mayor. La evolución del indicador se observa en el siguiente cuadro.

La saturación promedio observa el mismo comportamiento que en el cuadro anterior: si bien ha disminuido, las cifras reflejan un nivel importante, donde la menor saturación se da en provincias con mayor tasa incorporación de usuarios.

El caso de las redes de gas se expone en los dos siguientes cuadros.

Solo las distribuidoras “Sur”, “NOA” y “GASNEA” han mejorado su saturación. Ello responde a una etapa de madurez del servicio en las demás áreas, donde el crecimiento es sólo posible mediante la extensión de redes.

Cuando el numerador es la cantidad de usuarios residenciales, el indicador se comporta de manera similar.

La cantidad de metros de red por usuario aumenta en algunas distribuidoras. El caso de la Distribuidora de Gas del Centro S.A. es particular, porque en los últimos años el gobierno de la Provincia de Córdoba extendió la red troncal de gasoductos de distribución, permitiendo la conexión de nuevas localidades. Ello se refleja en la disminución de la saturación.

6. La irrupción de los renovables

En la Argentina no hubo desarrollos considerables en materia de energías renovables hasta pasado el año 2010. Fue recién en la última década que el sector de energías renovables en Argentina mostró un crecimiento sostenido, aunque más lento que en otras economías de la región. El punto de inflexión llegó en 2016 con la puesta en marcha del Programa RenovAr, impulsado por la Ley 27.191, que lanzó un marco regulatorio propicio para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes limpias, especialmente solar y eólica pero también fuentes de reciclo como la biomasa (residuos de aserraderos utilizados en calderas y algún caso de metano de vertedero utilizado en motores).

Según datos de CAMMESA, para mayo 2025 la capacidad instalada de fuentes de energía renovable alcanzó los 6992 MW, un avance significativo frente a los niveles marginales previos a 2016: la primera incorporación de energía eólica fue en 2011 y previo a eso solamente había 381 MW de pequeñas hidroeléctricas.

El crecimiento del sector se dio principalmente a través de grandes parques vinculados al sistema interconectado. Si bien hubo instalaciones de menor escala destinadas al autoconsumo, los proyectos comenzaron a tornarse atractivos en el último quinquenio por la baja en los costos de los materiales, permitiendo que diversas industrias comenzaran a incorporar sistemas fotovoltaicos como parte de sus estrategias de eficiencia energética.

En esa línea, la sanción de la Ley 27.424 en 2017 impulsó la generación distribuida, permitiendo que empresas y usuarios instalen sistemas para autoconsumo. Entre 2018 y 2023, esta modalidad creció de forma sostenida en provincias como Mendoza, San Juan, Córdoba y Buenos Aires, apoyada por marcos regulatorios provinciales, beneficios fiscales y líneas de financiamiento. San Juan, por ejemplo, promueve proyectos solares mediante la Ley Provincial N.º 2049; Mendoza lo hace a través del Programa de Energías Renovables (PERMER); y Salta ofrece créditos blandos para pymes.

A este panorama se suma una tendencia regional: entre 2013 y 2023, el costo promedio de instalación de sistemas solares a gran escala en América Latina cayó cerca de un 60 %, impulsado por mejoras tecnológicas, economías de escala y una mayor conciencia sobre los beneficios de la autogeneración.

En Argentina, por otra parte, el mayor impulso hacia la generación distribuida llegó por la eliminación de subsidios y los ajustes tarifarios que incrementaron sensiblemente los costos finales del servicio público, tornando el autoabastecimiento en una alternativa económicamente atractiva.

Si bien persisten desafíos como el acceso al financiamiento y la estabilidad regulatoria, el sector muestra señales claras de dinamismo. El potencial de crecimiento sigue siendo amplio, tanto en generación centralizada como distribuida, y plantea un escenario favorable para nuevos desarrollos a mediano y largo plazo.

Hoy, los desarrollos se encuentran impulsados por un equilibrio dinámico entre:

• Impulso por mayor disponibilidad de financiamiento;
• impulso por participación incremental en el programa MATER;
• limitación por capacidad de transporte, lo cual desemboca en;
• impulso de generación distribuida.

Según el último informe de CAMMESA sobre el MATER (mayo 2025), su participación en la demanda total del MEM fue apenas del 6.8%, bajo 7 mil contratos por una potencia media de 410 MW y 3.6 TWh.

Consideramos esperable que una eventual desregulación del sector de generación acelere el avance de los contratos MATER, tanto por conveniencia de precios como por eventuales obligaciones regulatorias. Bajo la tendencia existente, se podría esperar que la mayoría de los usuarios comerciales por encima de los 30kW de potencia contratada celebren contratos a término, por conveniencia económica y ecológica.

En este escenario, también habría una reducción notable en la recaudación impositiva que logran provincias y municipios, y aún la Nación (IVA) gravando el gasto de la demanda en energía y potencia, aunque esto excede el propósito de este artículo.

Los dos gráficos que siguen exhiben la evolución de la potencia renovable. Las grandes hidroeléctricas quedan afuera de esa clasificación, atendiendo el tratamiento internacional que reciben y que no las promueve como lo hace con las pequeñas hidroeléctricas y el resto de las ERNC.

Resulta interesante observar cómo ha bajado el consumo de combustibles que consumen las fuentes térmicas del sistema interconectado (SADI). Ello en parte se debe a la paulatina incorporación de fuentes de ERNC.

7. Evolución de la intensidad energética
(consumo por unidad de PBI)

Con datos del Producto Bruto proporcionados por el Banco Mundial y de la demanda interna de energía primaria obtenido de los balances energéticos publicados por la Secretaría de Energía, hemos confeccionado el siguiente cuadro y gráfico:

Se puede apreciar que la eficiencia energética agregada de la economía argentina se incrementó de manera significativa entre 2001 y 2015, al tiempo que su PBI en dólares constantes se incrementaba. Esto resulta compatible con un sector energético que ha alcanzado cierto grado de madurez, impulsado por la importante cobertura de los servicios de gas y electricidad y por las características de una economía urbana y un sector industrial que entiende la relevancia de eficientizar el uso de la energía, en tanto existe una relación marcada entre ineficiencia energética y costos específicos y unitarios: la reducción del costo de la energía por unidad producida y vendida se ha convertido en un objetivo común de las agendas empresarias.

Por su parte, la reducción de las facturas de electricidad y gas es un asunto consuetudinario en las familias y empresas argentinas. El aumento del PBI medido en dólares de los Estados Unidos observado entre 2001 y 2015 permitió incorporar tecnología que hace un mejor uso de la energía, tanto en la industria como en los hogares. Desde variadores de frecuencia y sistemas electrónicos de arranque, hasta electrodomésticos de mejor categoría (A y A+) y lámparas led en lugar de las de gas e incandescentes. Calefones y calderas con encendidos piezoeléctricos y electrónicos que prescinden del piloto y equipados con termostato son sólo algunos ejemplos.

8. Los desafíos actuales: armonización regulatoria,
mejor interconexión e incorporación orgánica
de los recursos de “Energía Distribuida”.

La irrupción de renovables y los adelantos tecnológicos de inversión y control de flujos (frecuencia y tensión), así como la experiencia adquirida, y la incorporación de controles de competencia tanto en los segmentos competitivos como en los regulados del sector, enmarcan y definen los desafíos futuros. Hemos dividido esta parte en dos secciones: los desafíos de carácter técnico y aquellos de carácter regulatorio/estratégico.

8.1 Desafíos Técnicos.

En el artículo “From Scarcity to Scale: The New Economics of Energy”^[4] publicado en Abril de 2025 por el Instituto de Estudios Energéticos de la Universidad de Oxford, el autor cuenta cómo el funcionamiento de mercados como el de energías renovables pasó de un esquema productivo basado en la escasez, a uno basado en la escala. El estudio pone foco en la demanda.

Según el autor, la volatilidad del precio de la energía, tomada como como commodity, fue dando lugar a una carrera por la escala. Ya no importa quién es el dueño del recurso, porque el dueño es cada demandante, al instalar su propia fuente de generación renovable e independiente de la geografía de los recursos.

Esto obliga a las evaluaciones económicas a tener en cuenta el impacto futuro y no solo el actual ambiente de negocios: un alto precio de una tecnología particular hoy puede ser un mero punto en un sendero decreciente. Ya no basta con predecir cuándo van a bajar los precios del hidrógeno verde (por ejemplo), sino imaginar el camino que los bajará en el menor tiempo posible.

Puede verse al proceso como un juego de suma cero: el primero que llega no solamente goza de la “renta schumpeteriana” (hasta que lo alcancen), sino que también acumula capital de conocimiento específico que quienes no transitaron el camino desconocen. Fueron procesos observables en los hoy gigantes tecnológicos Tesla y Nvidia. Y es un proceso similar al que están aún siguiendo los precios de los paneles solares, por mencionar algunos casos de impacto.

La base de esta premisa es doble: Por un lado, la generación de energía por fuentes renovables independiza al demandante del oferente. Es obvio para el “commodity” (aún la energía y potencia eléctrica) y desafía los aspectos de confiabilidad del sistema, sobre todo cuando dejamos al consumidor per se y pensamos en toda la demanda. Por otro lado, la descentralización de los recursos energéticos desafía a las reglas actuales de comercialización (regulación), pero sobre todo a las de despacho eléctrico. Ver por ejemplo, lo acaecido en España en Abril de 2025. Esto implica que el rol del regulador pasa de ser el de mero gerente de un grupo reducido de agentes, al de administrador de una comunidad cuyo número, individualización y aún comportamiento individual, pasan a ser conceptos cuasi-difusos. Ya no se va a poder fijar condiciones determinísticas -imposibles de respetar en una red tan capilar-, sino más bien “lineamientos de borde”.

Pensemos en el impacto que esto tiene para una empresa distribuidora de energía eléctrica: el Poder Concedente (Nacional o Provincial) le entregó la gestión de un monopolio geográfico, que, en varios aspectos, dejó de ser monopolio desde el momento que cualquier usuario tiene paneles y baterías a su disposición. No obstante a ello, sigue siendo responsable del funcionamiento de las instalaciones de acceso al servicio público.

Esta evolución llama a los actores del mercado a poner el foco en la creación de nuevos protocolos de interacción, tanto en la configuración tecnológica de los sistemas, como en la de negociación y delivery del servicio; y particularmente los soportes de TI que deberán atender estas nuevas configuraciones.

Para el primer grupo de protocolos, se deben atender flujos desconocidos con infraestructura finita. La ventaja es que la red ahora cuenta con más elementos de control a su disposición para canalizar los flujos hacia su funcionamiento estable y optimizado (que permita aprovechar los recursos más baratos útiles y disponibles.

Para los protocolos comerciales, además de su función primaria, deberá considerarse que deben constituirse en el principal vector para incentivar a la demanda a responder de manera que satisfaga las necesidades técnicas.

Cabe mencionar que ciertas premisas acerca del comportamiento de la demanda, que se asume hoy como demandante eficiente y optimizado (a lo sumo parcialmente informado), deberán reemplazarse por otras que la consideren como una comunidad de sujetos independientes, que deben ser conducidos a adoptar comportamientos que, en el colectivo, resulten conducentes para los objetivos de estabilidad y eficiencia. A estos efectos, los conceptos de eficiencia y las herramientas de optimización deberán incorporar elementos de la economía del comportamiento.

Los administradores de este nuevo mercado (entendido como ámbito donde se encuentran la oferta y la demanda agregadas) deberán munirse de herramientas de marketing, finanzas y soluciones digitales, por lo menos.

Lo que nos lleva al último grupo de protocolos, los de soluciones informáticas y de comunicaciones. Aquí es donde deberán desarrollarse y perfeccionarse los mecanismos que permitan y acompañen la interacción técnica y comercial entre todos los actores. La red de distribución deja de operar en un vacío y puede tomar y emitir estímulos hacia la generación y el transporte. Orquestar esto requiere altísimos desarrollos en la gestión de datos y la ciberseguridad.

El proceso de transformación ya se ha iniciado y sólo resta saber a qué velocidad se desarrollará y qué tan rápido pueden adaptarse tanto la oferta como la demanda, y los tres grupos de protocolos mencionados.

Ya se percibe que, aquellos usuarios que no velen por optimizar su abastecimiento de energía con contratos competitivos, y que no consideren instalaciones de generación distribuida, así como reducir sus pérdidas y adquirir tecnologías más eficientes, se arriesgan a tener que encarar esos procesos en situaciones de escasez de proveedores de tecnología y equipamiento. Hay un evidente trade-off entre ese pronóstico y la permanente evolución descendente, a la fecha, de los costos de energía renovable. Corresponderá a cada decisor elegir sus tiempos y la profundidad de adhesión a las nuevas formas de abastecimiento energético de su estructura productiva.

Otro desafío para este proceso, es que deberá convivir y administrar los eventos técnicos y climáticos extremos a los que los sistemas estarán sometidos.

En los tiempos que estamos transitando, la eficiencia y la estabilidad (no del sistema pero sí de las soluciones tecnológicas adoptadas), podrían relacionarse en un proceso de trade-off permanente: será cada vez más difícil adoptar soluciones eficientes y permanentes a la vez.

8.2 Desafíos Regulatorios/Estratégicos

A los 33 años de la sanción de las leyes fundamentales para la creación y desarrollo del sector energético argentino, los desafíos siguen siendo idénticos a los del inicio. Como una acrópolis que muestra la grandeza del pasado, el sector eléctrico argentino se quedó congelado en la gloria de los 90 y hoy podría estar empeñado en volver al pasado en lugar de mirar hacia adelante. Aunque los gobiernos anteriores al actual empujaron mediante subsidios y contratos con CAMMESA (y no con el mercado) el desarrollo de renovables, y hay iniciativas para incorporar almacenaje de electricidad en zonas críticas (con una licitación en marcha para incorporar 4 horas de suministro almacenado en el AMBA en días críticos), poco se ha hecho en incorporar tecnología de coordinación, organizar el back up y hacer plausible el suministro al sistema desde los hogares. Y ya hemos mencionado que el ejemplo de España es un llamado de atención que conviene observar.

El principal desafío que afronta el sector eléctrico en este campo es la armonización regulatoria y la recomposición del ecosistema energético. El primer desafío no debería apuntar sólo a resolver los problemas del pasado, mientras que el segundo es el centro del esfuerzo para dinamizar el desarrollo futuro. Combinados, estos desafíos plantean primero la plena aplicación y luego la evolución de las leyes 15.336 y 24.065, mucho más allá de lo plasmado en la Ley Bases, respetando las jurisdicciones provinciales. La nueva organización debiera hacer recaer en las provincias los beneficios y costos de sus decisiones, y no intentar reemplazarlas como autoridad; y ello así, en tanto ir en contra de disposiciones constitucionales sólo acarrearía dificultades y difícilmente resulte en beneficios para el sistema.

Por armonización regulatoria, se entiende la adopción de estándares regulatorios comunes y presupuestos mínimos de transparencia, cooperación y rendición de cuentas. La actual normativa reconoce a las provincias plena potestad sobre sus sistemas, que en muchos casos fue interpretada como una apropiación del derecho a la involución sistemática o la captura de los usuarios regulados.

Ello se ha reflejado incluso en la falta de datos abiertos y hasta acceso a la información pública como estadísticas operativas y financieras de los sistemas provinciales. En algunos casos, la autoridad regulatoria y la empresa distribuidora coinciden, y ello a veces dificulta la interpretación de normas y su aplicación. La ausencia de transparencia y rendición de cuentas se manifiesta también en los registros centralizados, como ausencia de información agregada o detallada eventualmente publicable por la Secretaría de Energía. La aplicación de subsidios nacionales en esas circunstancias, redunda en un mero flujo de fondos nacionales hacia difusos intereses provinciales.

Entendemos como recomposición del ecosistema energético a la reactivación de los vínculos orgánicos entre los actores del sistema y la separación de sus funciones y su independencia.

Para los usuarios finales, esto implica soluciones tales como el unbundling, pero también la medición inteligente y la educación comercial. Para las autoridades regulatorias, esto impone un fuerte trabajo para recomponer el canal de comunicación bidireccional con los usuarios y las empresas reguladas, tendiendo a consensuar sus necesidades técnicas y comerciales de manera permanente y con visión a largo plazo.

Para los operadores del sistema, esto debe implicar mayor intercambio de datos, expansión en ciberseguridad y la creación de figuras como los administradores de sistemas distribuidos, para fomentar la transaccionalidad energética descentralizada.

Para las autoridades del gobierno nacional, esto implicaría focalizarse en asegurar que se estén cumpliendo los presupuestos de planeamiento estratégico a largo plazo y el compromiso con la transparencia activa -cesando en su rol de intermediario comercial.

Para las empresas reguladas, los generadores y los comercializadores, esto implicaría profesionalizar su producto y comenzar a competir con reglas claras y previsibilidad. Es en ellos que recaería el trabajo de encontrar nuevas vías para satisfacer la demanda de manera óptima y flexible, traccionando la innovación técnica y comercial y validando su visión de futuro con las autoridades de aplicación.

Finalmente, este sendero institucional permitiría a las instituciones financieras ofrecer nuevos productos de financiamiento para sustentar la estabilidad, expansión, flexibilidad y robustez de un sistema físico que va entrando en la era de la autogeneración y la disponibilidad de datos sin pedirle permiso a nadie.

A este ecosistema se lo debe atender y optimizar de manera conjunta y proactiva, porque la evolución tecnológica es más rápida que la respuesta regulatoria, y es traccionada por el único segmento al que no se puede controlar: la demanda (que ahora también es oferta).

9. Conclusiones

La diversidad, incompatibilidad, insuficiencia y en definitiva la falta de datos precisos hace que las conclusiones a nivel de provincia no puedan avanzar mucho más de lo que hemos intentado.

Pero a nivel nacional, podemos observar las siguientes variables:

• La red eléctrica de distribuidoras, entre 2001 y 2024 se extendió en un 57%. En el mismo período la cantidad de usuarios residenciales aumentó un 46% y la de usuarios totales un 32%. Entre 1993 y 2023, la cantidad de usuarios totales aumentó un 54% (ya supera los 15 millones). Entre 1993 y 2024, la cantidad de usuarios residenciales de la red eléctrica aumentó un 72%, alcanzando al menos los 14,4 millones.
• Entre 1992 y 2023, la red de distribución de gas creció un 144%. En el mismo período el número de usuarios totales creció un 101%, alcanzando casi 9,2 millones. La cantidad de usuarios residenciales de gas creció, entre 1993 y 2023, un 98% y llegó en ese último año a 8,8 millones.
• Por último, la cantidad total de GWh distribuidos pasó de 38388 en 1993 a 112190 en 2024, acusando un crecimiento de la demanda distribuida del 192%.
• La cantidad de gas que entregan las distribuidoras pasó de 20,3 mil millones de m3 en 1993 a 29,8 mil millones de m3 en 2024; aunque la cantidad total de gas que se entregó al mercado interno en ese último año fue de 39 mil millones de m3, ya que las transportistas también entregan gas a clientes finales.
• Entre 1991 y 2022 (años censales), la cantidad de viviendas en Argentina creció a un promedio de 1,9% anual, pasando de 8,9 millones a 15,9 millones. Se estima que nuestro país hoy tiene unos 47,4 millones de habitantes y en 2022 tenía 45,9 millones.

Todos los indicadores revisados reflejan un incremento en la cobertura de los servicios, junto a una “electrificación” del confort (por oposición a una “gasificación”, si se permiten los neologismos). Sin embargo, la intensidad energética del país medida en consumo de energía primaria (toneladas equivalentes de petróleo) en relación al PBI (en millones de dólares de los Estados Unidos a precios de 2015), pasó de 158,7 en 1993 a 143,3 en 2024, reflejando una mejora en la eficiencia energética del país.

Nuestra conclusión es que el sector energético destinado a abastecer el mercado interno, y en particular el dedicado a usuarios finales (clientes de redes de distribución) se comportó positivamente desde 1993, a pesar de las recurrentes crisis macroeconómicas y de sus consecuencias. Y que al mismo tiempo, los consumos específicos de energía (medidos en cantidades de energía consumida por unidad de producto obtenido) incorporaron mejoras tecnológicas que los redujeron.-

[1] Ofgem, el organismo regulador energético británico, se creó oficialmente en el año 2000. Se formó mediante la fusión de dos organismos reguladores anteriores: la Oficina de Regulación de Electricidad (OFFER) y la Oficina de Suministro de Gas (Ofgas). Esta fusión se enmarcó en la Ley de Servicios Públicos de 2000, cuyo objetivo era promover la competencia en el sector energético privatizado en los ’80 y ‘90.

[2] Según los registros oficiales, los subsidios a la energía se redujeron 30% en el año 2024, comparados con 2023 y a mayo 2025 se encontraban reducidos en un 59% frente al mismo período del año anterior.

[3] Mercado Electrónico de Gas (MEG) S.A.

[4] Rahmatallah Poudineh, Head of Electricity Research, OIES, en www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2025/04/EL58-From-Scarcity-to-Scale-The-New-Economics-of-Energy.pdf

Jorge E. Lapeña

El análisis del funcionamiento del sector energético argentino de los últimos 30 años no puede prescindir de una descripción, por lo menos general, de lo que significa para la Argentina ese periodo tan atípico que abarca el periodo 1995-2025 en el cual debemos afirmar que no está seguro cómo se va a abastecer nuestra demanda energética ni a qué precio la misma será satisfecha.

Para opinar sobre esos treinta años, se debe tener en consideración contextual las decisiones tomadas en el periodo previo a 1995 en que la Argentina contaba con un sector energético bien estructurado totalmente distinto al actual y era un país autosuficiente en Energía con un balance comercial energético exportador.
A esos efectos es útil recordar que el Siglo 20 desde el inicio del desarrollo masivo de la Energía, que incluye los servicios públicos de electricidad y gas natural y también el abastecimiento de combustibles al parque automotor nacional; el abastecimiento de combustibles para la industria y para el agro fue un periodo de enorme y continuo progreso en lo que hace al desarrollo de su sector energético.

En brevísima síntesis es necesario puntualizar que el consumo de Energía por parte de la humanidad está relacionado con su propio desarrollo a través de técnicas y de utilización de recursos que han evolucionado a lo largo de la historia de la humanidad utilizando distintos recursos y diferentes tecnologías para su utilización.

Cuando nos referimos a la Energía de la Argentina y su desarrollo el punto de inicio temporal que debemos tomar como referencia es el 13 de diciembre de 1907 en que el Estado argentino descubre el petróleo nacional; y comienza su explotación para la producción y abastecimiento de nuestro mercado interno. Algunos años antes, a fines del Siglo 19 había comenzado en el país el desarrollo de electricidad con la construcción de grandes centrales termoeléctricas en la ciudad de Buenos Aires y también en el interior con un muy dinámico grupo de cooperativas de electricidad que incorporaron al interior al consumo de servicios públicos.
En el siglo 20 se produce en el mundo y en nuestro país una avance sin precedentes en la historia de la humanidad sustentado en el consumo de Energía, impulsado a su vez por un proceso de industrialización nacional y planetario; por la revolución de los transportes de todo tipo – automotor, ferroviario; naval; aéreo-; la mecanización agrícola; y otros desarrollos científicos e industriales basados en el consumo intensivo de energía.
No es objeto de este texto entrar en los detalles del funcionamiento de este periodo energético de la Argentina pero creo importante mencionar que desde el punto de vista de su organización estuvo basado en el activo rol de Estado nacional para la construcción de la infraestructura para el funcionamiento de sector energético nacional.

En breve síntesis el Estado nacional jugó en el siglo 20 un rol fundacional y como constructor de infraestructura energética a través de las empresas YPF; Gas del Estado; Agua y Energía Eléctrica; Hidronor y la Comisión Nacional de Energía Atómica. Argentina logró tener en la segunda mitad del Siglo 20 una infraestructura energética nacional compleja y diversificada que permitió alcanzar hacia fines de la década de 1988, en los finales del gobierno del Presidente Raúl Alfonsin el autoabastecimiento energético total y permanente que se mantuvo por más de dos décadas hasta el año 2010.

Es importante poner de relieve la gran importancia de las empresas nacionales YPF y Gas del Estado en el logro de ese período único de autoabastecimiento energético sostenido: YPF como descubridor de yacimientos gigantes de gas de Loma de la Lata a mediados de la década del 1970; y al empresa Gas de Estado en la construcción de los gasoductos de transporte.

Debemos agregar a esta descripción el fuerte crecimiento de la hidroelectricidad con su enorme aporte a la ecuación energética en el periodo 1966-1995 en el cual la energía hidroeléctrica tuvo un crecimiento sin precedentes en nuestro país pasando de una proporción del 9 % del total de la electricidad generada en 1966; al 45 % del total de energía generada en el año 1995.

La energía en las últimas tres décadas

Un marcado contraste se produce en las últimas tres décadas 1995-2025, período en que se modifica de raíz la organización de nuestro sector energético. En el primer gobierno del Presidente Carlos Saúl Menen en el marco del impacto de una hiperinflación se tomaron decisiones estructurales irreversibles que modificaron para mal el funcionamiento exitoso del sector energético nacional. El Estado nacional es reemplazado en su triple rol: a) Decisor de la Política Energética; b) principal inversor en la construcción de la infraestructura energética; c) titular de las Empresas estatales principales ejecutoras de obras y productoras y vendedoras de productos energéticos, y servicios públicos energéticos.

La irreversibilidad se focaliza en siguientes hechos y decisiones de la década de1990 :

1) el cierre de la empresa Gas del Estado a través de un hecho bochornoso en la Cámara de Diputados de la Nación, en lugar de haber encarado la reforma y modernización de dicha empresa;

2) La privatización y extranjerización total de la Empresa YPF en la cual las irracionalidades cometidas por los gobiernos argentinos en el periodo 1990-2012 es de público conocimiento y originaron un grave perjuicio a la Nación;

3) La eliminación y cierre de las empresas Hidronor y Agua y Energía Eléctrica, grandes empresas líderes en la construcción de grandes centrales hidroeléctricas sin reemplazar la labor de las mismas por mejores opciones de modernización para aumentar su productividad y reducir su costos operativos.

La mala praxis energética del período 1995-2025

Las últimas tres décadas han tenido grandes anormalidades técnicas y también políticas. Las anormalidades incluyen los errores técnicos y fallas éticas y morales como nunca las hubo antes. Estas anormalidades has afectado al sector energético y son de público conocimiento y han incluido la mala praxis en la gestión de la Energía; y también el delito organizado en contra del Estado – recordar causa cuadernos- ; y han incluido malas decisiones de economía energética, tales como los congelamientos tarifarios absurdos; subsidios exorbitantes; y malas decisiones técnicas de gestión y en la construcción de infraestructura energética. Nunca en ese periodo de 30 años hubo un Plan Energético Nacional de largo plazo, como fue el caso del Plan 1986-2000; que debió por lo menos haber sido actualizado por alguno de los gobiernos de ese largo periodo.

El sector petrolero argentino dejó de lado la exploración de sus cuencas sedimentarias en todo ese periodo; y Argentina declinó su rol en la exploración petrolera en la inmensa plataforma continental del Atlántico que le es propia.

El gobierno nacional no cuenta con un plan de desarrollo energético

Es necesario focalizar la mirada en las decisiones del gobierno actual frente al grave problema heredado. El grave problema energético heredado no fue abordado todavía en sus causas para lograr su normalización definitiva. El Gobierno actual solo se limita a prolongar la emergencia energética. Pero prolongar la emergencia no resuelve problemas.

El Gobierno asumió sin programa específico para el sector energético; está por cumplir dos años y continúa sin programa. El Presidente de la Nación se ha definido como “negacionista del cambio climático” y eso le impide la formulación de las políticas futuras.

En lo que hace al presente el país carece de Presupuesto Nacional; por lo tanto no se conoce qué obras energéticas son prioritarias para el Estado nacional. Si hubiera al menos un presupuesto en debate por lo menos sabríamos algo de lo que el gobierno va a hacer como obra pública. Eso despejaría entonces una gran incógnita del momento; esto es saber cuán importante es el camino para la inversión energética privada; cuáles serán la más importante; cuándo serán construidas y cómo serán financiadas por nuestro mercado de capitales.

El Gobierno nacional se encamina a cumplir a fin de año con la mitad de su mandato; pero transcurrido ese lapso no enuncia ni justifica sus planes de inversión futura. Es probable que el gobierno deba transcurrir su segunda mitad en la misma nebulosa en que transcurrió hasta ahora y transcurre la primera mitad.

La Argentina es un país grande en donde la luz se corta en verano en los días en que la temperatura media diaria en el Gran Buenos Aires supera los 33° C; y también – por ahora- un país en que el gas natural se corta en invierno cuando hace frío. La gran paradoja es que muchos creen que estamos cerca de abastecer al mundo de Energía como nunca antes.

• El exsecretario de Energía
  y actual presidente del Instituto
  Argentino de la Energía General Mosconi

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