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La energ铆a, un problema para la econom铆a, y tambi茅n parte de la soluci贸n

03/10/2018 | ARGENTINA | Actualidad | 298 lecturas | 10 Votos



Texto de Daniel Montamat




La econom铆a hoy es m谩s competitiva y  propensa a articular una estrategia de valor agregado exportable. Pero hay que morigerar el costo social de semejante reacomodo de precios relativos. El sector energ茅tico se perfila como uno de los protagonistas en la agenda de desarrollo.  

En pocos meses, el precio del d贸lar pas贸 de $20 a $40. El peso se devalu贸 un 50%. Semejante shock macroecon贸mico impacta en todos los sectores productivos. La econom铆a en su conjunto hoy es m谩s competitiva y m谩s propensa a articular una estrategia de valor agregado exportable que nos permita superar la r茅mora del fallido modelo de sustituci贸n de importaciones. Por supuesto, hay ganadores y perdedores, y hay que morigerar el costo social de semejante reacomodo de precios relativos. Pero, pasado el temporal, el sector energ茅tico se perfila como uno de los protagonistas de la agenda de desarrollo que tenemos por delante. 

La industria energ茅tica sometida a precios pol铆ticos e intervenci贸n discrecional se descapitaliz贸 y consumi贸 sus reservas. Con importaciones crecientes y subsidios insostenibles, la energ铆a se convirti贸 en un problema para la econom铆a. La nueva pol铆tica energ茅tica asumi贸 la crisis con una etapa de emergencia, ya superada, y se plante贸 una transici贸n para resolver los tres desaf铆os b谩sicos del sector: estrategia, reglas (o institucionalidad) y se帽ales de precios. La transici贸n busca apuntalar una estrategia de largo plazo, con reglas que aseguren las ingentes inversiones que requiere el desarrollo del potencial, y se帽ales de precios que permitan recuperar los costos econ贸micos con subsidios focalizados (tarifa social). 

La agenda de la transici贸n energ茅tica se ven铆a cumpliendo razonablemente y este a帽o se empezaban a ver resultados productivos. Seg煤n datos de Carta Energ茅tica, la producci贸n petrolera aument贸 1,8% en el primer semestre de 2018 respecto al mismo per铆odo del a帽o pasado. La producci贸n no convencional de petr贸leo aument贸 el ritmo de expansi贸n del 20% el a帽o pasado, a tasas del 40% en promedio este a帽o. Producci贸n nacional. La extracci贸n de crudo. La producci贸n gas铆fera contin煤a con el proceso de recuperaci贸n evidenciado desde el inicio del a帽o, y acumula un crecimiento de 4,6% en el primer semestre del a帽o 2018. La recuperaci贸n del gas estuvo impulsada por dos fuentes. 

Primero, por el dinamismo de la producci贸n no convencional (incluido el tight gas), que creci贸 a un ritmo del 38% acumulado en el primer semestre, y ya representa el 32% de la producci贸n total de gas natural. Segundo, por la producci贸n off shore, que crece a un ritmo cercano al 11% y representa un 11% del total. 驴Se pueden sostener e incrementar estos resultados productivos luego del shock econ贸mico? S铆, a condici贸n de mantener los ejes del rumbo de la transici贸n para consolidar pol铆ticas de largo plazo . Los derechos de exportaci贸n implementados por la emergencia son un paliativo en medio de la tormenta pero tender谩n a desaparecer licuados por la inflaci贸n. 

Si consideramos un precio de exportaci贸n neto de descuentos de 62 U$S/barril para el crudo Escalante, seg煤n lo registrado hasta el primer semestre, la medida de retener $4 por d贸lar de exportaci贸n implicar铆a una retenci贸n de 6,2 d贸lares por barril, lo que resultar铆a en una tasa efectiva del 10% considerando un tipo de cambio de 40 $/U$S. En este caso, el precio al productor pasa a 55,8 U$S/b. Si bien no es una buena noticia para el sector, alivia el reencuentro de los precios internos entre productores y refinadores. Los precios internos de los combustibles en la Argentina vuelven a estar entre los m谩s baratos de la regi贸n . El precio del crudo neuquino cotiza en torno a los 66 d贸lares por barril, frente a un Brent cuya cotizaci贸n actual supera los 80 d贸lares. Pasada la emergencia, es clave para el futuro el reencuentro con las referencias internacionales de precios. 

En el marco de la crisis, el ENARGAS inst贸 a las distribuidoras a buscar una renegociaci贸n de las condiciones de sus contratos, especialmente en lo que se refiere al valor del gas natural. Las renegociaciones, con temas pendientes, han implicado nuevos precios en boca de pozo que para Capital y AMBA ascienden en promedio a los 4,075 d贸lares por MMBTU, un 23 % inferiores a los valores anteriores impactados por la devaluaci贸n. Con la inauguraci贸n del mecanismo de subastas, CAMMESA logr贸 precios del gas para abastecer a los generadores el茅ctricos en los pr贸ximos tres meses de 3,6 d贸lares el MMBTU (antes pagaba 5,20 d贸lares). La instancia augura la paulatina contractualizaci贸n del mercado de gas y la operaci贸n de un mercado spot donde habr谩 precios diferenciales de invierno y verano. Es el camino a transitar. 

El precio mayorista el茅ctrico subi贸 en agosto a $1.400 el megavatio hora. 50,9 d贸lares al tipo de cambio de esa fecha, lo que cubr铆a un 64% del costo promedio de generaci贸n. Con el nuevo precio del d贸lar ese valor baj贸 a 36,81 US$ por MW/h, un 46% del costo promedio. La contracara es que para sostener el sistema vuelven a aumentar los subsidios . Se espera que lleguen a U$D 4.200 millones. La demanda subsidiada paga el 46% del costo de la energ铆a a nivel mayorista, y el Tesoro (es decir, nosotros por otra v铆a) el 54% restante. Los grandes usuarios que no tienen subsidio pagan la electricidad mayorista 78 d贸lares el megavatio hora. Un precio alto en la comparaci贸n regional, pero que puede bajar y volverse muy competitivo si desarrollamos el potencial. La tormenta econ贸mica ha acelerado algunos procesos y demorado otros; pero, ratificado el rumbo, la energ铆a, todav铆a un problema para la econom铆a, ser谩 parte de la soluci贸n.  

Fuente: Clar铆n

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