Información de Mercado

La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local

El Decreto N° 1057/2004 reglamenta varios artículos de la Ley N° 27.742 (“Ley Bases” -LB); en particular, los artículos 101 a 152 (“TÍTULO VI – Energía – Capítulo I: Hidrocarburos. Modificaciones a la ley 17.319”), en el Anexo I; los artículos 153 a 158 (“Capítulo II: Gas natural. Modificaciones a la ley 24.076”) en el Anexo II; y el Artículo 163 en el Anexo III. Éste último manda a “elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental”, que involucre a la legislación ambiental nacional, y provincial relacionada con la explotación de los hidrocarburos. El Artículo 159 de la Ley Bases modifica la última ley de nacionalización del paquete de acciones que posibilitan el control de YPF S.A, sustituyendo los incisos d), g) y h) del artículo 3° de la ley 26.741 por los siguientes:

d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del abastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.

g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con la calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos.

h) La exportación de hidrocarburos para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.

El Artículo 160 de la LB deroga el Artículo 1° de la Ley N° 26.741, que decía “Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.”

El 161 dispone la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad “el que, una vez constituido, reemplazará y asumirá las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), creado por el artículo 54 de la ley 24.065, y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado por el artículo 50 de la ley 24.076. …”

Por último, el 162 faculta “al Poder Ejecutivo nacional a adecuar, en el plazo dispuesto por el artículo 1° de la presente ley, las leyes 15.336 y 24.065 y la normativa reglamentaria correspondiente conforme a las siguientes bases: …” y allí enumera principios y pautas para promover la libre comercialización de energía eléctrica, el desarrollo de la industria y su red de transporte, recuperar a las señales de costos económicos como fundamento de las tarifas y limitar las funciones del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (creado por la Ley N° 15.336), a la de “organismo asesor de consulta no vinculante de la autoridad de aplicación …”

Los Anexos I y II del Decreto N° 1057/2024, básicamente reglamentan los cambios que la Ley Bases realizó a la Ley de Hidrocarburos, N° 17.319, y a la N° 24.076, Marco Regulatorio del Transporte y la Distribución del Gas Natural (y ya no sólo por redes).
Notamos cierta falta de claridad o cuestiones sujetas a interpretación emergentes de las disposiciones del Decreto N° 1057/2024, y vamos a mencionar las que nos resultan más notorias.

Objetivos de política del Decreto N° 1057/2024

Los artículos de la Ley Bases relacionados con el abastecimiento interno y la exportación de hidrocarburos abandonan el objetivo de autoabastecimiento, y eventualmente lo reemplazan por un de abastecimiento suficiente del consumo nacional (“seguridad de suministro”, Anexo I Art. 18), que puede o no provenir de recursos locales. Ello se hace evidente en las disposiciones mencionadas del Artículo 160 de la LB arriba comentado.

La reglamentación dispuesta por el Decreto N° 1057/2024 pretende (entendemos) ser conducente a esos efectos. Y ello a pesar de que algunas disposiciones no resultan del todo claras y que podrían estar sujetas a interpretación y eventual litigio y judicialización.

Comercialización

Las modificaciones introducidas al Art. 6° de la Ley 17.319 por la LB, no sólo desisten del objetivo de autoabastecimiento. También declinan la potestad del Gobierno para definir una política de precios para el mercado interno de hidrocarburos. Sin embargo, y según el alcance que se dé a la interpretación de la nueva redacción, no se renuncia a la potestad del Gobierno para establecer políticas que hacen a la extracción, comercialización traslado y uso interno de esos productos.

Exportaciones de gas natural por ductos vs de gas natural licuado – GNL

Para las exportaciones por ductos, se dispone que las proyecciones de disponibilidad de gas se actualizan cada 3 años (Anexo I Art. 14). Para las de GNL, cada 5 años (Anexo II Art. 3°). La exportación por ductos requiere de una “constancia” de libre exportación (Anexo I Art.22); y la de GNL, de una “autorización” de libre exportación (Anexo II Art 8°).

Los causales de objeciones a la exportación de gas parecen atender las necesidades de abastecimiento interno, pero no queda claro que pasa cuando se actualizan las proyecciones que se hubiesen presentado con notificaciones no objetadas oportunamente, y resulten distintas a las presentadas originalmente (mostrando reducciones en producción y/o reservas y/o disponibilidad). El Art. 16 del Anexo I y el 6° del Anexo II se ocupan de las objeciones. Pero en todos los supuestos analizados se trata de objeciones que provocarían la objeción a la exportación notificada, y no la interrupción de exportaciones en curso. De allí que las disposiciones del inciso (f) de ese Art. 16 (“la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno”), no resulten relevantes.

La normativa genera contingencias muy importantes frente a la no objeción de notificaciones de exportación de muy largo plazo, por lo que debiera limitarse mucho el volumen total no objetado en esas condiciones. Hasta se podría licitar a cambio de un canon el poder exportar volúmenes por tan largo plazo. O al menos cubrir con mecanismos de seguros pecuniarios o contratos contingentes la eventualidad de tener que recurrir a importaciones que compensen las exportaciones.

El estudio periódico que haría la SE sobre disponibilidades puede servir como guía, pero la experiencia demuestra que no siempre se puede confiar en que las proyecciones de este tipo de estudios se ajuste a la realidad. En el pasado la Secretaría de Energía se ha topado con estimaciones de reservas presentadas por concesionarios para que se les autorizase exportaciones de gas natural, que demostraron no solamente ser erróneas sino incluso amañadas, al punto que se dispuso la suspensión temporal del registro ad hoc de la Secretaría, de la empresa que las hubo realizado, que es una de las más importantes del mundo.

El artículo 22 del Anexo I agrega “La SECRETARÍA DE ENERGÍA verificará el inicio, la finalización y los volúmenes de las exportaciones de hidrocarburos y, en caso de que se verifiquen incumplimientos graves, dispondrá la caducidad de la autorización emitida. En ese caso, el interesado deberá realizar una nueva Notificación de exportación”. Asimismo, en el Artículo 23 se lee: “La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá tomar medidas puntuales frente a circunstancias excepcionales, como caso fortuito o fuerza mayor, que comprometan objetivamente la seguridad del suministro en los términos del artículo 18 del presente reglamento.”

Este abordaje de situaciones excepcionales que interrumpirían exportaciones, con un lenguaje quizás aceptable en el derecho anglo-americano, no lo sería tanto en el latinoamericano, donde sus variadas interpretaciones constituyen potenciales contingencias. Suele ser más sabio otorgar a la Autoridad de Aplicación derechos más discrecionales y conjurar las contingencias aparentes en perjuicio del administrado de alguna manera que mitigue el riesgo, como la constitución de fondos de contingencia y mucha flexibilidad al momento de recurrir a otras opciones; para el caso, fuentes adicionales de suministro a la exportación (incluso reemplazando el consumo interno con combustibles alternativos).

El repaso, por ejemplo, de la normativa canadiense1 permite observar un lenguaje de características aún más laxas que el del Decreto N° 1057/2024. Claro que Canadá, con cerca de 41 millones de habitantes produce unos de 520 MMm3/día de gas, consume cerca de 237 MMm3/d y exporta cerca de 170 MMm3/d2 . EL PBI de Argentina es de cerca de 0,64 miles de millones de USD/año y el de Canadá de 2,2 miles de millones . Argentina tiene cerca de 47 millones de habitantes. Hoy en Argentina se producen hasta 150 MMm3/día y las exportaciones de 2023 fueron de cerca de 7,3 MMm3/d.

Se consumen en el país unos 120 MMm3/d y unos 100 MMm3/d pasan por los sistemas de distribución (ENARGAS, varias fuentes). En resumen: los excedentes de producción de Canadá son muy superiores a los de nuestro país. Por otra parte, el Decreto no prevé sanción alguna para quienes hubiesen alterado las condiciones de exportación de gas y la información relacionada que se hubiese entregado a la Autoridad de Aplicación al momento de notificar la exportación. Apenas la necesidad de iniciar un nuevo proceso para exportar.

Exportaciones de GNL

Como mencionamos, aquí a las notificaciones (Arts. 1 a 4 del Anexo II) debe seguirles una autorización (Art. 8 del Anexo II).

Aunque al último párrafo del Artículo 22 (Anexo I) se le escapa la palabra “autorización”, el término estaría reservado para las exportaciones de GNL. Aquí la contingencia deviene de un período de 30 años en que una exportación de GNL se realizaría en firme.
Si bien el inciso a) del Art. 4° del Anexo II requiere que el estudio de disponibilidad se actualice cada 5 años (y no cada3 como en las exportaciones por ducto), es interesante que en este artículo se incluya el siguiente texto: “Las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, junto a la información de reservas comprobadas, no comprobadas y recursos contingentes, la información correspondiente a los recursos prospectivos de hidrocarburos líquidos y gaseosos de las áreas de su titularidad, certificada por auditores externos.

Asimismo, deberán presentar las proyecciones de producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales (‘shale” y ‘tight”) incluyendo el total de los recursos remanentes de cada área; …”

Estas obligaciones repiten las exigidas por el Art. 44 del Anexo I del Decreto, y para los mismos agentes (permisionarios de exploración y los concesionarios de explotación de hidrocarburos, que en el Anexo II -Art.4°- son “empresas”). Incluirlas de nuevo para el caso de exportadores de GNL resultaría redundante. La pregunta es si acaso las actualizaciones periódicas de esta información podría afectar las exportaciones autorizadas de GNL; y las no objetadas al momento de notificarse, cuando se utilizan gasoductos. La respuesta parecería que excluye esa posibilidad, y en cambio podría afectar el ánimo de la Autoridad de Aplicación para no objetar nuevas notificaciones (ductos) o para otorgar nuevas autorizaciones (GNL). Pero esto es una simple interpretación. Y puede haber otras.

Reservas y renovables

Hemos hablado de que exportar gas no debe ser malo4 en tanto se mantuviese el nivel de reservas, a efectos de no transferir, eventualmente, renta hidrocarburífera al exterior, devenida de la diferencia entre el precio de exportación y el costo efectivo de reponer o sustituir las reservas por otras fuentes de energía.

Como la “ventana de hidrocarburos”-período de transición en que estas fuentes de energía se sigan utilizando y tengan demanda y valor de mercado- se extenderá durante un período difícil de determinar, quizás ya no debe pensarse en mantener el nivel de reservas, y en cambio, corresponda reconocer la necesidad de transformar al menos en parte la renta hidrocarburífera en instalaciones de producción de energía renovable.
El ejemplo de Statoil en Noruega5 sirve para entender cómo proceder, no sólo para evitar la “Enfermedad Holandesa” (analizada en estudio de 1982 realizado por Warner Max Corden y J. Peter Neary), que es la apreciación de la moneda interna por la irrupción abrupta de divisas provocada por exportaciones que ocupan un nivel creciente en el PBI, sino también para aprovechar la renta hidrocarburífera en beneficio de la economía interna del país.

Pero una empresa estatal no es la única manera. Puede constituirse un fondo privado que luego financiará a los proyectos de renovables que sean propiedad de esos inversores. Como instrumento financiero, puede constituirse en el exterior, a salvo de cambios en la política energética o en general, en la política distribución de los ingresos del país.

El esquema sugerido se expone en la siguiente ilustración: Ilustración 1

Almacenaje

El almacenaje de hidrocarburos per se, sigue siendo regido por la antigua Ley N° 13.360 y modificatorias, y su reglamentación.
Se establece un régimen de libertad para la construcción y explotación de almacenajes, incluso la utilización de yacimientos “depletados” para la actividad, sin derechos a terceros para el uso de capacidad remanente, salvo acuerdo del titular, con la mera obligación de aplicar tarifas similares a todos esos terceros (Arts. 5° y 6°, 33 y 38 del Anexo I). El Art. 41 del Anexo I dispone que “El autorizado al almacenamiento subterráneo de gas natural deberá dar cumplimiento a la normativa vigente del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) en materia de seguridad técnica y protección ambiental”. A la fecha, el ENARGAS ha puesto a consulta pública el proyecto de Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural (Res. ENARGAS N° 787/2024). La palabra “subterráneo” no aparece en el proyecto.

El almacenaje que forma parte de instalaciones de transporte o distribución reguladas se considera parte de esas instalaciones y debe ser operado acorde a las disposiciones que regulan el transporte y la distribución regulados de gas por redes (T&D, ver Art. 24 de la Ley N° 24.076). Es de notar aquí que la normativa no avanzó sobre la reglamentación de una actividad regulada y de acceso abierto de almacenaje de gas per se, ya que las instalaciones que forman parte de las de T&D son operadas por sus prestadores para brindar esos servicios, y no para servicios de almacenaje.

Transporte y transporte dedicado al GNL

El Artículo 33 del Decreto clasifica las habilitaciones para transportar gas de la siguiente manera:

-Reserva el término “concesión” de trasporte a las (i) ya otorgadas en virtud de los derechos que los concesionarios de explotación de hidrocarburos de la Ley N° 17.319 tienen para transportarlos (Art. 28 y Sección 4ta de la LH); y (ii) a las ya otorgadas según lo dispone esa misma Ley, pero no relacionadas con el ejercicio de los derechos conferidos por el Art. 28 de la Ley.
-Reserva el término de “licencia”, a las otorgadas acorde a las disposiciones de la Ley N° 24.076.-

Utiliza el término “autorización” para todas las demás habilitaciones para transportar hidrocarburos por ductos que se vayan a otorgar.

Ese mismo artículo exime de la obligación de poner a disposición de terceros capacidad remanente de ductos dedicados a suministrar con gas a “complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, o afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos.”
Y esta excepción es reforzada por las disposiciones del Artículo 10 del Anexo II del Decreto, cuando se trata de GNL destinado a exportación.
“ARTÍCULO 10.- Infraestructura de Transporte para exportación de GNL. No resultarán de aplicación las disposiciones del primer párrafo del artículo 43 de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, a las instalaciones de transporte dedicadas exclusivamente a la exportación de GNL.”

Los plazos de las habilitaciones son compatibles con derechos adquiridos y con los de las modificaciones que dispone la LB para otras actividades y agentes.
El Art. 34 del Decreto dispone que la SECRETARÍA DE ENERGÍA sea la autoridad de aplicación de la normativa de transporte de hidrocarburos. Además dispone que:
“Las autorizaciones de transporte no comprenderán las instalaciones de procesamiento o almacenaje vinculadas a una autorización de transporte para las cuales se haya solicitado una habilitación de procesamiento o una autorización de almacenaje independiente a la autorización de transporte, conforme al artículo 4° de la Ley N° 17.319, modificado por la Ley N° 27.742, con excepción de aquellos casos que determine la SECRETARIA DE ENERGIA.”

Esto es (y es lo que entendemos): habilitaciones de transporte por un lado, habilitaciones de otras actividades por el otro; aunque las instalaciones de transporte estén destinadas a abastecerlas.

En conclusión, la LH actualizada y su reglamentación utilizan el término “autorización” para intentar un alcance mayor para las actividades de transporte de hidrocarburos por ducto, con menos injerencia regulatoria.

De esta manera, un gasoducto “dedicado” a alimentar una licuefactora de gas natural o un almacenamiento subterráneo de gas, en tanto se lo entienda como una instalación de entre las que estén “afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos”, no puede ser requerido para el uso de su capacidad remanente por parte de terceros.

Aunque las disposiciones del Artículo 10 el Anexo II del Decreto, hacen pensar que esta excepción a las disposiciones del Art. 43 de la LH, sea sólo aplicable si las instalaciones de licuefacción están exclusivamente dedicadas a la exportación. Ahora bien, construir una obra que cueste algunos miles de millones de dólares (por ser un gasoducto largo, de gran diámetro y mucha capacidad de transporte), estrictamente dedicado a la licuefacción de gas, no parece ser la opción más adecuada. Ello en tanto una obra de esa envergadura con una única utilidad (exportar GNL), genera un riesgo mucho mayor al de utilizar instalaciones existentes, con posibles ampliaciones (que costarían menos plata). Sobre todo cuando las modificaciones normativas que impuso la LB, y en particular las que dispone el Artículo 9° del Anexo II del Decreto N° 1057/2024, establecen que:

“Sujeto a la acreditación periódica de las disponibilidades exigidas en el inciso a) del artículo 4° del presente Anexo II, conforme lo previsto en el artículo 11, inciso a) de este Anexo II, el ejercicio del derecho a exportar GNL conforme la «Autorización de Libre Exportación de GNL» en condición firme, implicará realizarlo en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos cualquiera sea la causa, así como el derecho de acceder en igualdad de condiciones que cualquier otro segmento de la demanda a la producción y adquisición de gas natural, y a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie que se requieran para las exportaciones de GNL conforme a las disposiciones del presente Anexo II.” Lo cual repite lo ya dispuesto por las modificaciones que la LB hizo a la Ley N° 24.076, y en particular lo que dispone el nuevo Artículo 3° bis de esa ley así modificada:

“El otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización de exportación respectiva, así como el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin.”

Todo este esfuerzo normativo desplegado por las modificaciones a la LH y al Marco Regulatorio del T&D de gas, es así desdeñado por un proyecto (¿faraónico?) que, en lugar de aprovechar estos cambios, utiliza el camino de aislar instalaciones y añadir al riesgo de las actividades de extracción, licuefacción de gas natural y exportación de GNL, el de su transporte. Y que ocupará una porción mayor de la inversión, dada su envergadura.

Y además, esta elección, y si se quiere mantener la excepción dispuesta en el Art. 10 del Anexo II del Decreto, “condena” a las instalaciones de obtención y embarque de GNL a ser utilizadas exclusivamente para exportar ese producto (no pudiendo destinarlo al mercado interno).

“Africanización” del GNL

El término que elegimos ojalá no ofenda a quienes habitan ese gran continente. Pero refiere a proyectos en los que el aprovechamiento de los recursos naturales “in situ” se limita a su extracción y exportación. Lo cual aporta empleo e impuestos a la economía local. Pero menos de lo que ocurriría si hubiese industrias capaces de procesar, elaborar, utilizar o aprovechar de cualquier manera a esos recursos en el propio territorio.

Escribimos en 2018 que exportar gas natural no debe ser malo, como ya mencionamos. Y lo sostenemos. Pero realizar inversiones de vida útil limitada por tener dedicación exclusiva a la exportación, teniendo disponible infraestructura que evitaría ese esfuerzo -y en una parte relevante del mismo-, no parece tener sentido. Sobre todo cuando, observando a Chile y aún Bolivia, constatamos que la utilización del GNL como combustible movilizado en contenedores de uso vial o hasta fluvial, es una alternativa eficiente y segura para suministrar gas natural a lugares y actividades que no cuentan con suministro por ductos.

Tener que renunciar a una instalación de licuefacción de gas natural como alternativa de suministro al mercado interno, sólo porque su actividad principal es la exportación y debe serlo de manera exclusiva para evitar que alguien (¿en la meseta de Somuncurá?) vaya a requerir acceso; o que otra instalación de licuefacción pueda hacerlo; utilizando, en ambos casos, capacidad remanente, y mientras esté vacante; no parece una decisión eficiente.

EL GNL como industria local

La exportación de GNL requiere primero su licuefacción. Es una actividad que requiere grandes inversiones y un proceso complejo. Una industria en si misma. ¿Por qué tratar a la exportación de GNL como exportación de gas natural? Con un criterio similar debieran serlo la de aceite de soja o la de aluminio (para generar las importantes cantidades de electricidad que emplea la refinación de alúmina o bauxita se utiliza mucho gas natural). Dependiendo de criterios ad hoc, la lista podría ser mayor.

Y si la licuefacción de gas natural es una industria local, ¿por qué su tratamiento en el consumo de gas debiera ser distinto al de otra industria? Sin perjuicio de que el régimen de beneficios para grandes inversiones dispuesto por la LB beneficie a la licuefacción de gas, y en general a cualquier industria que las requiera.

En nuestra opinión, posiblemente no sería “justo” y por tanto sería “judiciable” cualquier disposición que otorgue privilegios para la utilización de gas natural y/o su transporte en determinadas actividades industriales, o aún para su mera exportación, y en detrimento de otras actividades; no ya por requerir grandes inversiones o generar mucho empleo o ser “prioritarias” (como el uso residencial), sino apenas por ser alguna actividad determinada, y no otra. Y ese tipo de litigios, cuando están alcanzados por beneficios garantizados, pueden terminar perjudicando al patrimonio del garante: el Estado Nacional.

Regímenes especiales y excepciones

En nuestra opinión, los regímenes especiales que benefician a sujetos particulares que forman parte de actividades que se desenvuelven bajo libertad de industria y comercio y regidos por los generales de la ley, así como las disposiciones legales que no establecen límites o condiciones precisas sobre la disponibilidad de recursos naturales o (sin ser actividades de servicio público) para el uso prioritario de servicios que están regulados, agregan contingencias sobre el patrimonio del estado: cada vez que, por la razón que fuere, los beneficiarios de esos regímenes especiales o excepciones entiendan que sus derechos particulares han sido vulnerados, se agraviarán y requerirán pagos a actos resarcitorios a costa del estado.

Y ello mientras el resto de las actividades, que se desempeñan en forma pacífica, serán directa o indirectamente afectados por el ejercicio de tales privilegios por parte de quienes se entienda que tienen derecho a ejercerlos.
Aunque todo ello, sin perjuicio de los eventuales beneficios para el empleo y hasta para las industrias que forman parte de la cadena de valor de las beneficiadas por esos regímenes de excepción.

Conclusiones:

Algunas modificaciones a las leyes N° 17.319 y N° 24.076 que dispuso la LB pueden resultar controvertidas y, en algunos casos generar litigios. Sobre todo en lo relacionado a la exportación de gas natural o GNL. Y entendemos que las excepciones y posibles privilegios que surgen de algunas de esas modificaciones no serían necesarios cuando las actuales normas (incluso actualizadas por la LB), ya otorgan los derechos necesarios y su custodia, en beneficio de esas y otras actividades. Y que algunas excepciones, como el uso dedicado del transporte por ductos que requieren derechos de paso y servidumbres que en general se otorgan para prestar servicios públicos o para permitir una actividad imposible de realizar sin recurrir a ellos, puede que no sólo resulten controvertidas, sino hasta ineficientes.

*Consultor independiente
en servicios públicos y negocios con energía

1 https://www.cer-rec.gc.ca/en/about/who-we-are-what-we-do/responsibility/export-import-energy.html
https://laws-lois.justice.gc.ca/eng/acts/C-15.1/page-24.html#h-1164125
https://laws-lois.justice.gc.ca/eng/regulations/SOR-96-244/index.html

2 https://www.cer-rec.gc.ca/en/data-analysis/energy-markets/provincial-territorial-energy-profiles/provincial-territorial-energy-profiles-canada.html#:~:text=Canada%20consumed%20an%20average%20of,9.0%20Bcf%2Fd%20in%202023.
https://www.capp.ca/en/oil-natural-gas-you/oil-natural-gas-canada/#:~:text=Natural%20gas%20is%20mostly%20methane,of%20natural%20gas%20per%20day
https://www.capp.ca/en/oil-natural-gas-you/oil-natural-gas-canada/#:~:text=Natural%20gas%20is%20mostly%20methane,of%20natural%20gas%20per%20day.

3 https://www.imf.org/external/datamapper/profile/

4 Patagoniashale.com.ar, diciembre de 2018; Argentina (reeditada también en “Energía y Negocios”, Argentina.

5 “Statoil: between Nationalisation, Globalisation and Europeanisation”; Dag Harald Claes; 2002; ARENA Working Papers WP 02/34; https://www.sv.uio.no/arena/english/research/publications/arena-working-papers/2001-2010/2002/wp02_34.htm

La energía en el primer año de gestión Milei

Primer año de Milei: un enfoque
en estabilizar la economía priorizó
las emergencias macroeconómicas,
dejando desafíos pendientes en energía.
Avances iniciales prometen mayor
inversión y exportaciones clave

2024, primer año de la gestión del presidente Milei, se caracterizó por priorizar y resolver la emergencia macroeconómica ante la situación de colapso que dejó el cuarto gobierno K. Como corresponde durante una situación de emergencia de estas características, todas las decisiones en distintas áreas del gobierno se subordinaron a las consignas establecidas por el Ministerio de Economía, responsable primario de estabilizar la economía del país.
Afortunadamente casi se ha logrado esa estabilización y la economía argentina ha salido del quirófano.

Ahora bien, resuelta la emergencia económica cuya superación demandó grandes sacrificios a la ciudadanía, en particular a la de clase media y postergaciones en áreas claves para la recuperación del país, es necesario comenzar sin dilaciones a atender la situación de las restantes áreas de la actividad socio económica seriamente afectada por el intervencionismo estatal con sus secuelas de corrupción, desinversión y capitalismo de amigos.
En energía, esa puesta a punto debe iniciarse con un saneamiento económico que le permita brindar al país productos y servicios en cantidad calidad y precio, acorde con sus enormes recursos, para mejorar eficiencia en el sector productivo y calidad de vida a la gente.
Afortunadamente el Gobierno durante 2024 ha avanzado bastante en ese sentido eliminando subsidios en forma parcial y actualizando transitoriamente tarifas de los segmentos regulados, siempre, por lo que se dijo antes, con la autorización de Economía en función de la evolución del IPC y del equilibrio fiscal, en ese orden.
Ese avance es destacable si se tiene en cuenta el estado deplorable de las cuentas del sector en diciembre 2023 fruto del populismo energético impuesto por los gobiernos K donde se inventaron costos, se redujeron tarifas hasta significar solo un 20% de esos costos manipulados y se intervinieron los precios del crudo y combustibles, trampeando las disposiciones vigentes.

El sector energético argentino en los últimos 20 años se ha financiado casi con exclusividad, mediante ingresos que no fueron genuinos, no provenían de los usuarios y tampoco reflejaban costos económicos de esos productos y servicios. Además, los subsidios por más de USD 150.000 millones otorgados discrecionalmente no cubrían inversiones en los segmentos regulados y las desalentaban en los no regulados. La tormenta perfecta para el desabastecimiento: exacerbación de la demanda y caída de la oferta.
Al inicio del segundo año de gestión, en energía queda mucho por hacer para poner en condiciones un sector con recursos que por su magnitud exceden en gran medida a las demandas locales y regionales. Las restricciones de la emergencia que condicionaron los cambios y ajustes en energía durante 2024, en 2025 serán menores y es de esperar que para el inicio 2026 ya no influyan en las decisiones del sector. Claro que siempre que se mantenga el ritmo de las desregulaciones, se aliente la competencia, se afiance la apertura de la economía, se fortalezca la seguridad jurídica y respeten las instituciones, entre otros requisitos que hacen al clima de negocios e inversiones. Este comentario no es ocioso teniendo en cuenta el pasado político institucional de la Argentina donde las estrategias de poder circunstancial preponderaron sobre las de crecimiento y desarrollo de mediano y largo plazo, máxime en años electorales.
La Ley Bases, el RIGI y las desregulaciones que encara el Gobierno, están generando las condiciones para que vengan las cuantiosas inversiones privadas que requiere el sector energético para recuperar el terreno perdido en lo que va del siglo y monetizar, en los plazos que marque la transición energética, los recursos de petróleo y gas de escala mundial que yacen bajo tierra sin valor.

Solamente para aggiornar el servicio eléctrico se requieren unos USD 25.000 millones y para comenzar a exportar gas al mundo en su única forma posible, como gas natural licuado o GNL e incrementar las de crudo, estamos hablando de inversiones anuales durante los primeros cinco años en promedio de USD 15.000 millones.
Si lográramos hacer esto, la energía dotaría al país un servicio de gas y electricidad seguro y con costos inferiores a los de la región, aumentando la productividad de nuestra economía. Por otra parte, se iniciaría un proceso exportador de petróleo y gas como GNL inédito par nuestro país, generando divisas que, en menos de una década, pueden superar a las generadas por el campo.

Para que esto ocurra, Argentina debe recuperar la confianza del mundo luego de la triste performance populista de los últimos 80 años en los que tuvimos 7 defaults, decenas de sentencias adversas en tribunales internacionales por incumplimiento de contratos, inflación crónica que le agregó en realidad 16 ceros a nuestra moneda, la economía mas cerrada del mundo y lo que es mas grave el cambio con cada gobierno de las reglas de juego. Es decir, una carencia patológica de Políticas de Estado.

En paralelo a la eliminación de los condicionantes, mencionados aquí en forma sintética, se deberá reformular la estructura del área de energía del Gobierno adecuada durante las gestiones K al intervencionismo, la prebenda y la corrupción. En función de los nuevos objetivos a establecer para el sector, se debe pensar en una nueva estructura que actúe como catalizador de inversiones privadas.

* Emilio Apud, Ingeniero consultor,
ex Secretario de Energía.

La energía Argentina a fines de 2024

La energía en 2024 refleja desafíos
heredados y falta de planificación estratégica
bajo el gobierno Milei. Sin plan director,
el sector enfrenta incertidumbre en inversiones,
transición energética y abastecimiento
interno seguro

El panorama energético al finalizar 2024 presenta interrogantes futuros relacionados con la crítica situación del sector – en gran parte heredada- y su probable evolución en el próximo trienio. El discurso y las decisiones adoptadas hasta el presente por el gobierno generan incertidumbres.

Está diagnosticado que el sistema necesita la expansión de su infraestructura física; ello requiere fuertes inversiones en toda la cadena de valor desde la producción de petróleo y gas y energía eléctrica en todas sus formas, hasta las redes de transmisión y distribución de los servicios públicos. Los precios deberían ser fijados en mercados competitivos permanentemente auditados por “Defensa de la Competencia” y otros organismos de control; y esta situación no se cumple en Argentina actual ni existen informes oficiales sobre este tema.

Los Entes Reguladores son fundamentales para la fijación de las tarifas justas y razonables de los servicios públicos que incluyen el transporte; la distribución por redes y la comercialización de gas natural y de energía eléctrica. Un tema que no puede ser dejado de lado es la necesidad de los subsidios energéticos en cantidad necesaria para garantizar a aquellas personas con dificultades el consumo de energía que garantice su inclusión social. Y el Estado debería prever por vía presupuestaria al financiamiento de las partidas correspondientes para tal fin.

Sin embargo, al finalizar 2024 el gobierno no ha logrado todavía dar los lineamientos del Plan de Inversiones públicas y privadas que va a impulsar para asegurar el abastecimiento del mercado interno en forma segura en los próximos 5 años. Tampoco definió los precios y tarifas con los cuales los mercados serán efectivamente abastecidos. Es también una incógnita que el Estado omite develar el monto de subsidios necesarios para ayudar a la pobreza y a la pobreza externa a acceder al consumo de energía; y al financiamiento de los mismos. Esto es inadmisible si tenemos en cuenta que la inflación se ha reducido – con enormes sacrificios- y el tipo de cambio está en condición estable.
Lo hecho en el año muestra que el Gobierno comenzó sin un programa energético explícito. El Presidente de la Nación se definió a sí mismo como un “negacionista del cambio climático”. No es el único político argentino ni el único presidente del mundo que lo ha hecho. La experiencia en este siglo muestra que el negacionismo incluye a políticos mundiales relevantes, presidentes de países importantes y sobre todo a gran parte del empresariado mundial ligado a las industrias productoras de hidrocarburos, y el carbón; y muchas veces también a sus fieles empleados.
Es muy grave que Argentina no haya participado de la COP 29 en Azerbaiyán; y ello, además de inexplicable, introduce dudas fundadas sobre las formas en que Argentina cumplirá en el futuro con los compromisos asumidos por el país en la cumbre de Paris en 2015 referidos a la Transición Energética para controlar el cambio climático en el presente siglo. El no cumplimiento de las obligaciones asumidas llevan asociadas las posibles represalias políticas o económicas que el incumplimiento podría acarrear para nuestro país en formas de sobrecostos, cierre de mercados para nuestras exportaciones sobre todo en el continente europeo.

El Gobierno en su primer año no ha hecho ningún anuncio que indique que el Estado tenga la idea de elaborar un “Plan Estratégico Director para la Energía de mediano y largo plazo” del cual la Argentina carece desde hace más de 20 años y que es imprescindible para proyectar las inversiones tanto públicas como privadas y desarrollar los proyectos de las nuevas obras a encarar en forma prioritaria para asegurar el abastecimiento pleno y seguro de nuestra “demanda energética” que hoy no es ni pleno ni seguro.
Es claro que sin contar con un Plan Director nacional consensuado y aprobado que explicite los objetivos nacionales estratégicos de mediano y largo plazo no habrá ni inversiones públicas ni privadas en el futuro. Es imposible por ejemplo contestar en diciembre de 2024 si Argentina construirá algún día, y en alguna parte alguna nueva central nuclear; o alguna nueva central hidroeléctrica de escala mundial como lo ha hecho en el pasado; así como tampoco es posible contestar si se ampliará o no el Sistema de Transmisión Eléctrica de Alta Tensión en 500 KV que tiene un déficit crónico de inversión diagnosticado que debería ser resuelto.

Lo anterior debe ser entendido como un listado no exhaustivo de cuestiones estratégicas que el gobierno no encaró ni anunció en su primer año de gobierno; un período en que se produjeron cambios de conducción importantes en la Secretaría de Energía y también en los Entes Reguladores sin que se hayan aplicado todavía reorganizaciones eficientes, que oportunamente habían sido anunciadas, como la unificación de los Entes Reguladores de gas y la electricidad en un solo Ente.

Un tema relevante, que motivó el 23 de septiembre el desprolijo anuncio por parte del Jefe de Gabinete de Ministros de cortes de electricidad en el AMBA. El funcionario dio por hecho que en el verano se producirían cortes de energía en los días de máximas temperaturas. Inexplicablemente el ministro coordinador hizo suyos los conceptos de un informe técnico de Cammesa que consignaba que el sistema eléctrico nacional tendría una demanda en el verano del orden de 31500 MW en los días más tórridos; y que esa demanda no podría ser satisfecha por el sistema en las condiciones actuales del parque de generación eléctrica. El IAE Mosconi viene estudiando este tema desde hace varios años y lo ha denunciado antes de ahora alertando a los gobiernos de turno de ese problema en ciernes. Pero lo cierto es que los anuncios oficiales fueron desprolijos y poco didácticos, el Secretario de Energía puso un poco de orden y racionalidad circunscribiendo los eventuales cortes a los días de máximo calor; y anunciando, correctamente cortes rotativos sobre la Industria en caso de ser ello necesario; evitando con ello el pánico social.
Los anuncios fueron imprecisos, y el gobierno no fue al fondo del problema para explicar las soluciones técnicas de fondo que deben ser implementadas para resolver el inconveniente en forma definitiva. En opinión del IAE Mosconi resolver ese problema requerirá la instalación de no menos de 2500 Mw de potencia en el AMBA e inversiones en la ampliación de la Red de 500 KV que vinculan el AMBA con el resto del sistema interconectado nacional. Se trata de inversiones importantes postergadas y su concreción requiere años y decisiones de financiamiento que todavía no están siquiera estudiadas.

Es necesario puntualizar que el cambio del primer Secretario de Energía del gobierno que se produjo con el anuncio oficial de los cortes, no se tradujo, lamentablemente, en una mejor explicación oficial sobre la solución definitiva del importante problema planteado, ni sobre la inversión necesaria; ni tampoco sobre el plazo que demandaría la puesta en marcha de las obras para resolver el problema en forma definitiva.

Hago contar por último que 2024 transcurrió sin que el gobierno nacional pudiera definir la situación del vencimiento de los contratos de concesión de las centrales hidroeléctricas firmados por 30 años a partir de 1993 por el gobierno del Presidente Menem. Esos contratos vencieron en 2023 y corresponde adoptar una política pública consensuada sobre este importantísimo tema que permanece en un limbo sin definiciones por parte del actual gobierno. Esas indefiniciones son las mismas que tuvo el gobierno del Alberto Fernández.
El IAE MOSCONI se pronunció en reiteradas oportunidades sobre la inconveniencia de continuar con el sistema de concesiones en las grandes centrales hidroeléctricas del Comahue.
El Instituto promueve, en cambio, la firma de Contratos de Operación y Mantenimiento con empresas privadas por 10 años con posibilidad de renovación mediante licitaciones públicas. Al mismo tiempo el IAE MOSCONI promueve que para las centrales que hayan cumplido con su vida útil, su propietario – el Estado nacional- encare las inversiones de extensión de la vida útil de las mismas con créditos de los Bancos de Inversión de los que Argentina es socia como el BID y el Banco Mundial continuando con la muy exitosa política de la ex empresa Hidronor SA en la construcción de las más importantes centrales hidroeléctricas argentinas.

Por otra parte el sector de los hidrocarburos – el otro gran sector que de la Energía- ha mostrado en el año en curso un mayor dinamismo que el sector eléctrico en cuanto a posibles inversiones. Ese dinamismo se ha basado básicamente en una gran actividad del sector privado basado en la aprobación de la Ley de Bases. La fuerte actividad se centraliza en el yacimiento de Vaca Muerta y particularmente en los grandes proyectos gasíferos de exportación de gas natural licuado. El proyecto más importante ha sido el de YPF con la empresa malaya Petronas en la primera parte del año un gran impacto político con la expectativa de una inversión comprendida entre 30.000 y 50000 millones de dólares y una exportación de gas natural nunca vista ni imaginada en la historia energética argentina.

Sin embargo dicho Proyecto no demostró hasta ahora su viabilidad integral; no fue presentado a la sociedad, ni a la política en Argentina y en definitiva todo indica que requiere un mayor esfuerzo y compromiso del Estado en lograr la maduración de este y otros proyectos similares demostrando la factibilidad técnica, económico, financiera y tarifaria.

Es importante mencionar dos aspectos que merecen ser destacados que introducen un cambio en el funcionamiento del sector energético. El primero de ellos es que parece existir una política no oficial que el Gobierno tolera impulsada por los inversores argentinos y extranjeros de privilegiar una excesiva primarización de nuestra economía energética. Existe un enorme interés por producir petróleo y gas de Vaca Muerta para exportarlo -sin aun conocer la viabilidad de acceder a los mercados mundiales con precios competitivos- ; esa política se genera en un país como Argentina en donde hoy no existen todavía mercados energéticos argentinos competitivos para la comercialización de dichos productos.

*Presidente del Instituto Argentino
de la Energía Gral. Mosconi

La energía en el 2025: luces y sombras

Mientras el petróleo y gas impulsan
exportaciones y superávit, el sector
eléctrico enfrenta urgencias.
La recuperación demanda tarifas
eficientes, inversión privada y un mercado
competitivo.

El sector de petróleo y gas está en plena expansión. La meta del millón de barriles de petróleo de Vaca Muerta va camino a cumplirse con el significativo impacto que tendrá en la balanza comercial. Las obras para evacuar el petróleo están en curso de ejecución o licitadas (rehabilitación del gasoducto trasandino OTASA, duplicación del oleoducto de Oldelval, nuevo oleoducto Vaca Muerta Sur). El petróleo de Vaca Muerta viene con gas asociado y hay que buscar nuevas demandas en la Argentina, en la región y en el mundo (GNL). Las principales empresas están aplicadas a esa búsqueda, y aunque el proyecto de YPF con Petronas entró en un cono de sombras, surgen proyectos alternativos para complementarlo o sustituirlo. Está terminada la primera etapa de la reversión del gasoducto del Norte y se evalúan exportaciones de gas a Brasil vía Bolivia, o potenciando el vínculo por Uruguayana mediante el cierre del anillo con un ducto que una Uruguayana con Porto Alegre.

El proyecto de PanAmerican con Golar de exportación de GNL a través de un barco de licuefacción sigue con fecha de largada para el 2027( ya se acoplaron con participación accionaria Pampa Energía e YPF) . Y continúa la lista de proyectos asociados al desarrollo intensivo de Vaca Muerta. Desde el off shore de Tierra del Fuego el proyecto Fénix entra en plena etapa de desarrollo y explotación, mientras Equinor y sus socios con la evaluación del pozo seco Argerich se proponen seguir investigando el potencial de la plataforma continental argentina. La exploración puede deparar otras buenas sorpresas y de haber descubrimientos comercialmente explotables la producción convencional dejaría de debatir la trayectoria de su curva de declinación. El Plan Andes de YPF sigue en etapa de negociación con las provincias, pero augura nuevos actores en la explotación de yacimientos marginales. A todas estas buenas noticias se suman proyecciones de un superávit de balanza comercial energético de unos 10.000 millones (casi duplica los 5.500 de este año) y una reducción de los subsidios de otro medio punto del producto (bajando a unos 3.000 millones de dólares), lo que tiene como contracara la recuperación de los precios y tarifas de gas y electricidad para que recuperen sus costos económicos y la implementación de una tarifa social focalizada. Por último, pero también de mucha importancia: empiezan a sumarse proyectos dentro del RIGI. Donde también hay proyectos eléctricos como el del parque solar El Quemado en la localidad de Las Heras, Mendoza.

Por contraposición todos los especialistas subrayan los serios problemas que atraviesa la industria eléctrica, con urgencias y pronósticos de fallas si el verano es caliente, y con la mochila de plomo de reconstruir un mercado después del estropicio que llevó adelante el populismo energético. Un sector descapitalizado, con algunas inversiones clave para enfrentar la emergencia, y con un debate estancado sobre la agenda para alcanzar los objetivos de una transformación estructural.

Hay que proceder a la reorganización industrial del mercado eléctrico con el cronograma y la secuencia necesaria para que los cortes de luz y la calidad del servicio dejen de ser noticia. Las condiciones de largada para reconstruir el mercado ya no son las de los años 90, y hay que recordar la metáfora de Heráclito: “Nadie se baña dos veces en el mismo río”. Metáfora sobre el devenir de la realidad y sobre las particularidades de cada cambio que lo vuelven único e irrepetible.
Antes del cambio de los 90 el sector eléctrico argentino estaba integrado verticalmente, y tenía una presencia excluyente de empresas del estado que canalizaban inversiones públicas con tarifas que no recuperaban costos. Los déficits de las empresas impactaban en las cuentas públicas. La privatización de las empresas fue concomitante con la desregulación del mercado. Con la ley 24065 se procedió a la desintegración vertical de la industria (unbundling) y a la conformación de un mercado mayorista donde interactuaban generadores con grandes usuarios y distribuidores, vinculados por un sistema de transporte troncal y regional (SADI). El despacho físico y económico tomaba como referencia un precio mayorista eléctrico que reflejaba los costos marginales de generar electrones.

A las tarifas finales se trasladaban precios estacionales para amortiguar la variabilidad. Las tarifas reguladas de transporte recuperaban costos operativos, y las ampliaciones del sistema dependían de la inversión privada y del financiamiento con fondos provenientes de cargos de congestión. Las distribuidoras recibían una tarifa que remuneraba su base de inversión y los costos operativos, y eran responsables de las inversiones para ampliar el sistema y mantener una calidad del servicio, o responder con multas por la energía no suministrada.

La organización del mercado de los 90 funcionó, y su operación fue planteando la necesidad de algunos ajustes: en las ampliaciones de transporte troncal las señales de mercado llegaban tarde y los cargos de congestión no alcanzaban para financiar las nuevas obras. La contractualización del mercado era baja, lo que impedía la articulación de contratos aguas arriba (entre generadores y productores de gas natural). Había restricciones de acceso al mercado mayorista, con un rol restringido para los comercializadores. Tampoco había una planificación orientativa de la evolución del sector, ni estándares de calidad comparados dentro de las reglas de mercado. Por eso, cuando cae la convertibilidad y estalla el sistema de precios, la transición se hace traumática, peor sin la previsión de un mecanismo de tarifa social.
Pero ante el desafío de mejorar, el populismo fue cambiando todo para asfixiar y destruir el mercado. Su reconstrucción depende ahora de: 1) Fijar un rumbo consistente y una estrategia de largo plazo; 2) Recomponer las señales de precios y tarifas; 3) Reparar el funcionamiento institucional.

El artículo 161 de la ley 27742 (Ley de Bases) da algunas pautas del rumbo a seguir. El objetivo es el funcionamiento competitivo y eficiente del mercado con un rol excluyente para la inversión privada.
Tras ese objetivo hay que proceder a la liberación secuencial de franjas de demanda a la libre comercialización (empezando por los grandes usuarios), permitir el acceso a la modalidad de contratos libres para nuevos emprendimientos, traspasar PPA (contratos de venta a CAMMESA) a algunas distribuidoras, y potenciar el rol de los comercializadores para dar opciones a los usuarios cautivos, incorporando tecnología de medición inteligente para promover la interacción de oferta y demanda.
Respecto a los precios hay necesidad de volver a un precio mayorista único que remunere el costo medio total de la oferta (con despacho físico marginal), y aprovechar la revisión tarifaria integral para terminar con el galimatías de la segmentación por ingreso y bloque de consumo.

Una sola tarifa residencial y una tarifa social focalizada en quienes la necesitan con límites de consumo subsidiado. Los costos de la generación se beneficiarán con un precio de gas doméstico a la baja por el desarrollo masivo de los recursos de Vaca Muerta. Hay inversiones en transporte que no pueden demorar y puede que requieran algún financiamiento público. Las otras inversiones habrá que emprenderlas con iniciativa privada, concesiones a 20 años, modalidad contractual BOT (construir, operar y transferir al final de la concesión) y repago a repartir entre generadores y demanda.
CAMMESA debe volver a su rol de comercializador mayorista organizando las transacciones para asegurar un despacho seguro y económico. Hay que analizar la conveniencia de integrar los despachos físicos de electricidad y gas, y hay que proceder a la unificación de los entes reguladores (artículo 162 de la ley de Bases). Tomará un tiempo, pero un sector eléctrico recapitalizado se sumará a un sector energético pujante.

*Ex Presidente de YPF- Ex Secretario
de Energía de la Nación

La transición energética en perspectiva: una nueva revolución industrial en ciernes

La transición energética redefine el futuro global como una nueva revolución industrial,
impulsada por la necesidad de reducir emisiones de GEI. Este proceso, complejo
y desigual, combina avances tecnológicos, políticas públicas y cooperación internacional para transformar el sistema energético

Desconcierto, incertidumbre y … optimismo El saldo del sector energético 2024

Argentina enfrenta cambios y desconcierto
en su sector energético. Los anuncios
presidenciales sorpresivos,
la infraestructura saturada y la falta
de rumbo, frenan un desarrollo
vital para el país

Indudablemente, y como señalamos en la columna de este mismo Anuario a fines del año pasado, estamos viviendo tiempos de ruptura y cambios en la Argentina, y estos se reflejan en la conducción del sector energético.
Comencemos por el desconcierto. Varios motivos nos descolocan respecto de lo que racionalmente es común en materia de conducción de un sector tan complejo como el energético.

El primero de ellos es que, conmemorando el primer año de gestión, el Presidente anuncia que en muy poco tiempo vamos a conocer el plan nuclear de esta gestión, remarcando la intención de construir la cuarta central nuclear (Atucha 3) y, más ambicioso aun, un proyecto de gran alcance de construcción de reactores nucleares de pequeño módulo (SMR, por sus siglas en inglés) para alimentar centros de procesamiento de datos (big data) para inteligencia artificial (IA) en la Patagonia, y destaca que la Argentina tiene una máquina de este tipo en desarrollo desde hace mas de tres décadas: el Proyecto CAREM.
Leyendo el párrafo anterior uno se asombra de la enormidad y la potencia de estos anuncios, y ante la pregunta de un alumno de posgrado de Economía de la Energía que inocentemente lanza: ¿no es una buena idea?, se hace difícil poner en duda la palabra presidencial.

Algunas constataciones: casualmente unos días antes en una reunión convocada por uno de los think tank más prestigiosos del país para hablar precisamente del futuro del sector nuclear en el país, ninguno de los especialistas allí reunidos, incluyendo funcionarios nacionales del área, estaban anoticiados de este anuncio, e inclusive muchos de ellos fundamentaron porque el proyecto CAREM no era viable. Primera conclusión: este formidable anuncio debe provenir de usinas ajenas al pensamiento del sector nuclear argentino, o quizás seguirá el camino de otros anuncios ambiciosos que nunca se concretaron (el tren bala a Rosario, o la nave espacial que en pocas horas nos depositaria, desde un centro de lanzamiento en el Noroeste de la Argentina, en Tokio).

Segundo motivo de desconcierto: siguiendo probablemente las sugerencias y antecedentes de profesionales experimentados en el sector energético, la segunda Secretaria de Energía de esta gestión, que asumió hace pocas semanas, anunció que el gobierno llamaría a licitación para la construcción de un sistema de transmisión eléctrica en extra alta tensión, en este caso con amplios fundamentos técnicos y económicos, para comenzar a resolver el problema de la saturación comprobada del mismo y su incapacidad de sostener el abastecimiento ante eventos de falla imprevista en alguna línea o subestación.
El proyecto lleva la denominación de AMBA1, y ha sido estudiado detalladamente por los actores del sector eléctrico y por los bancos multilaterales de crédito, que aprobaron líneas de financiación especifica para llevarlo adelante. Incluso se había avanzado en un esquema de financiación a través de un cargo especifico pagado por la demanda. Sorpresivamente, en los últimos días del año, el ministro de Economía indicó que esta licitación no iba a tener lugar, porque los mecanismos de financiamiento no responden a las directivas del Gobierno.

Se podrían continuar agregando motivos al desconcierto, pero en honor a la brevedad es mejor pasar a las incertidumbres. La primera de ellas tiene que ver en cómo se podrán concretar una serie de proyectos que están en cartera en las empresas privadas y sostener un ritmo continuo de inversiones, si la infraestructura necesaria se encuentra saturada y es obsoleta.

A titulo de ejemplo mencioné anteriormente el sistema de transmisión eléctrica, al que podríamos agregarle la ampliación del sistema de transporte de gas natural. Este es un tema muy importante, porque de estas decisiones dependen grandes proyectos de exportación regionales e internacionales.
La continuación de la construcción del sistema de abastecimiento de gas natural desde Vaca Muerta, cuya primera etapa es el gasoducto ahora denominado Perito Moreno, se encuentra indefinida. La segunda etapa podría unir Saliqueló con San Jerónimo, en Santa Fe, o quizás podría ser el proyecto que TGS pretende que sea licitado por el Gobierno, construyendo plantas compresoras en el tramo existente para incrementar la capacidad actual de transporte en 19 millones de m3/día. O ambos proyectos. Este sistema completo permite transportar casi 40 millones de m3/día, abasteciendo la demanda interna y los proyectos de exportación regionales.

Muchas preguntas sin respuestas

Este verano, CAMMESA nos anticipó que en determinadas condiciones de temperatura e hidraulicidad, el sistema eléctrico no podrá abastecer la demanda máxima si no recibe aportes de importación del orden de los 2.500 MW (desde Brasil y en menor medida Uruguay), El gobierno luego de algunos pasos en falso y hesitaciones diseñó un plan de contingencia que estaría por implementar. Muy buena decisión, me dice un amigo, pero ¿qué hacemos el año que viene? Porque la demanda va a seguir aumentando y no hay previsto nueva generación de base y transporte eléctrico. ¿Cuál es el plan?
Seguimos con las incertidumbres.
En febrero, la Argentina tiene que presentar ante la Secretaria Permanente de Naciones Unidas para el Cambio Climático, la tercera Contribución Nacional Determinada (NDC, por sus siglas en inglés), en función de las obligaciones contraídas en el Acuerdo de Paris (2015). Esta nueva NDC tiene que ser mas ambiciosa que la anterior, como establece dicho Acuerdo.

Pero la Argentina retiró a su delegación de las negociaciones que se llevaban adelante en la COP28 en Bakú, y no firmó la declaración final de este encuentro. El sector energético juega un papel relevante en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, pero no hay indicios que se esté trabajando en forma coordinada con las áreas de Cancillería y Medio Ambiente para elaborar un documento de semejante importancia.
¿O es cierto que Argentina está pensando en retirarse del Acuerdo de Paris, como algunos insinúan? Veremos en febrero si se cumplen los compromisos o entramos en falta (para alivio de algunos no vamos a ser los únicos si así sucediera).

Trascendió que hace pocos días, en una reunión de alto nivel de la OCDE, el Ministro de Desregulación, planteó a los representantes de los países desarrollados, que estos deberían reconocer a la Argentina su aporte a la lucha contra el cambio climático, por su rol como proveedor de litio y próximamente cobre, minerales muy demandados para la transición energética. Argumentos novedosos y poco convincentes, que permitirían que por ejemplo China haga un planteo similar por ser el mayor proveedor de minerales críticos, aerogeneradores, paneles fotovoltaicos y autos eléctricos, siendo al mismo tiempo el mayor contaminador global.

Antes de cerrar con una breve conclusión, agrego el componente de optimismo. Este año, la industria del petróleo y del gas natural va a aproximarse, o va a superar los récords históricos de producción de ambos hidrocarburos, confirmando la realidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, y dando vuelta de forma significativa la balanza comercial energética y apuntando a mejores resultados en los próximos años, lo que dará seguramente un aire fresco a la economía argentina, que lo necesita casi con desesperación.
Por ahora la industria del petróleo no tiene techo. Las empresas con YPF a la cabeza están construyendo la infraestructura de exportación necesaria para alcanzar objetivos muy ambiciosos que permitan la exportación de mas de 500 mil barriles/día hacia fines de esta década, o antes.

En el caso del gas natural, la situación es diferente. Hay fuertes cuellos de botella para incrementar la producción en los niveles objetivo que plantean las empresas, y el desconcierto y la incertidumbre pueden jugar en contra de los mismos. Para la Argentina sería muy importante que se concreten las exportaciones de gas natural, que demostrarían la competitividad de nuestro gas en el mundo. Para ser competitivos, el gas en boca de pozo, debería tener un precio similar al del golfo de México en los Estados Unidos (Henry Hub), contra quien competimos, de acuerdo a afirmaciones en nuestro Seminario Anual de altos ejecutivos de la industria.
Si el precio del gas en boca de pozo es similar al Henry Hub, el beneficio para el mercado interno seria sustancial, ya que no es posible pensar en precios distintos para exportación y para abastecimiento interno. Reduciría el costo de la industria, de la generación eléctrica y la factura de los servicios de electricidad y gas para los consumidores. Es el gran desafío de la economía energética argentina.
Otro sector que tiene una dinámica muy potente es el de las energías renovables. En los últimos doce meses se han incorporado mas de 1000 MW eólicos y fotovoltaicos al Sistema Argentino de Interconexión, y hay en cartera proyectos de inversión que triplican esa cantidad. Pero la insuficiencia de infraestructura conspira para que se pueda desarrollar todo su potencial.
Muchas expectativas y oportunidades para los argentinos que no pueden ser dejadas a merced de las “fuerzas del cielo”.

La estructura institucional del sector público en el área energética tiene que ser reforzada, para desarrollar una estrategia y una hoja de ruta que permita tender los puentes que vinculen a todos los componentes de lo que hoy podemos denominar como “archipiélago corporativo” que hoy define el funcionamiento del sector. Las empresas definen sus estrategias con el objetivo de maximizar su renta. Pero la sumatoria de las rentas individuales, no necesariamente dan como resultado un valor positivo para el bien común.
Un hilo conductor entre los objetivos públicos y las empresas es imprescindible para que se puedan desarrollar plenamente y en forma coordinada todos los proyectos que el sector energético puede llevar adelante.

Pero volvemos al desconcierto y la incertidumbre, un Gobierno que no cree en el papel del Estado, difícilmente pueda despejar las incertidumbres planteadas, y si le agrega actitudes desconcertantes, y anuncia planes inconsistentes, estas incertidumbres continuarán creciendo dificultando el proceso de toma de decisiones de las empresas y de los ciudadanos.

*Ing. Gerardo Rabinovich
Vicepresidente 2° Instituto Argentino de la Energía
“General Mosconi”

Inteligencia Artificialen el Mundo de la Energía ¿Se redefine el Futuro de la Energía?

La Argentina y su carta ganadora para la economía del Hidrógeno

La Argentina, con recursos renovables en Patagonia y amplia industria podría
abastecer a Europa de hidrógeno a gran escala, porque tiene el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno

El despegue definitivo de la economía del hidrógeno a nivel mundial presenta aún grandes incógnitas: no hay demanda real en el corto o mediano plazo, no hay grandes proyectos de producción de H2 ni tecnologías de electrolización que permitan grandes economías de escala, no hay infraestructura para el transporte y almacenaje de hidrógeno y sus derivados, no hay esquemas de certificación bien establecidos que permitan acreditar las emisiones asociadas.

Todas estas cuestiones generan un marco de incertidumbre que no permite establecer precios competitivos para el comercio intercontinental ni establecer las condiciones necesarias para atraer inversiones.

Sin embargo, algunas cosas son seguras. La primera de ellas es que Europa – y en particular Alemania – está apostando fuerte al desarrollo de esta nueva industria de la energía. La principal explicación para este interés es la endeble seguridad energética europea que se puso en jaque con el conflicto ruso-ucraniano y con el disparo del precio del GNL a nivel mundial. Esta política de transición se traduce en programas de incentivos, anuncios de planes de infraestructura, desarrollo de equipos críticos de tecnología europea, algunos proyectos piloto, investigación.

También se sabe que para Europa será más barato el hidrógeno producido localmente pero que este hidrógeno no va a alcanzar. En particular, Alemania planea importar alrededor del 40% del Hidrógeno que prevé consumir para 2050. Para cubrir la demanda prevista se está planificando la construcción y adaptación de nueva infraestructura en todo el continente europeo.

En este sentido, la prioridad en el abastecimiento la tendrán las regiones europeas con buena capacidad eólica o solar (España, Escocia, Escandinavia, plantas offshore). En estos casos, el costo de producción será más elevado que los costos que se pueden alcanzar en otras zonas periféricas con condiciones excepcionales, como puede ser la Patagonia Argentina. Pero se minimizan los costos asociados a la producción de derivados del hidrógeno, a la conversión y/o reconversión, al transporte ultramarino y al almacenaje.

La segunda alternativa más barata, de acuerdo con los estudios, sería el transporte de H2 por cañerías a alta presión desde centros de producción relativamente cercanos o desde hubs de importación en el continente europeo (equivalente al transporte por gasoducto). Esta alternativa es competitiva para una distancia no mayor a 3500 km, aproximadamente, y plantea incluso el desarrollo de numerosas cañerías submarinas.

La región en la mira como primera proveedora de Europa

Lamentablemente la Argentina no podrá exportar su producción a través de cañerías de alta presión, ámbito en el que cuenta con una amplia trayectoria análoga en gas natural. Para distancias mayores, el hidrógeno deberá transportarse en forma de algún derivado: amoníaco, metanol, H2 líquido criogénico, LOHC (líquidos orgánicos portadores de hidrógeno), combustibles sintéticos y otras alternativas que podrán aparecer en el futuro. Y eso, como ya se mencionó, implica costos adicionales tanto en inversiones de capital como en la operación.
Basta mirar la planificación de la infraestructura europea y las ecuaciones de costos para entender que no es América Latina la región estrella para la exportación hacia Europa sino el norte de África.

No resulta llamativo que haya sido Egipto el ganador de la subasta de H2Global, mediante la cual se adjudica un contrato por 397 millones de euros para abastecer amoníaco renovable a la Unión Europea a un precio de 1 euro por tonelada hasta 2033. Con dos claras vías de exportación en Marruecos y Túnez, África se posiciona en forma competitiva por su cercanía y su buen factor solar. La primera fase permite incentivar la oferta hasta tanto se desarrolle la infraestructura de abastecimiento por ducto hasta el corazón de Europa.

Entonces cabe preguntarse cuál es la oportunidad de América Latina, y en particular Argentina, en este contexto. La respuesta es el volumen. Si observamos los anuncios de exportación planificados para 2030 se ve claramente cómo la potencialidad productiva de Latino América y Australia supera notablemente la de las otras regiones. Y esto se debe a la disponibilidad de espacio, algo tan fundamental para el desarrollo de los proyectos de energías renovables.

Las grandes extensiones de tierra en la Patagonia Argentina, disponibles para estos proyectos, permiten llevar el potencial de producción de H2 a valores únicos en el mundo, pudiendo suplir el remanente de la demanda europea de forma confiable. Es natural además pensar que ese continente buscará medios para fortalecer su seguridad energética, complementando las importaciones por cañería, que dependen de una compleja operación transnacional, con cargamentos de derivados líquidos de H2.

La carta clave de la Argentina

En resumen, dados los volúmenes de importación planificados por Europa se espera que habrá un lugar para el desarrollo de una alternativa Latinoamericana. Pero esto no podrá materializarse en el transporte de cañerías de alta presión, campo en el que la Argentina es punta en la región. Se deberá recurrir a alguno de sus derivados, algo que muchas veces lleva al desarrollo del concepto de “hidrógenoquímica”, en comparación con la petroquímica.

Vale decir que, a diferencia de otros productos, la exportación de hidrógeno implicará una industria en sí misma. Incluirá líneas de transmisión eléctricas, sistemas de cañerías de alta presión, sistemas auxiliares de planta, sistemas de tratamiento de agua, etc. Esto sólo puede llevarse a cabo con una red robusta y madura de proveedores de equipos y servicios, programas de operación y mantenimiento, talleres de reparaciones y repuestos locales, con personal capacitado y técnicos especializados, experiencia operativa y de diseño en general.

Por este motivo, la notable historia industrial argentina – en particular en el área energética y petroquímica – es el diferencial necesario para garantizar un desarrollo estable y seguro de la industria del hidrógeno. En este sentido, la Argentina aventaja a otros países de la región por contar un andamiaje sólido en términos técnicos y experiencia operativa, lo que constituye la otra materia prima necesaria y fundamental para el desarrollo de esta economía: la materia humana.

La Argentina posee la estructura de un país productor de energía, con un nivel académico reconocido a nivel mundial, a la altura de los principales centros europeos. No será complejo, dada la trayectoria y la capacidad local, transitar la curva de aprendizaje marcada internacionalmente para introducirse en la economía del hidrógeno. Y en cambio, a diferencia de otros países de la región, podrá producir resultados concretos con mayor velocidad.

*Ingeniera mecánica especialista
en gas natural y transición energética

Los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF): una oportunidad para Argentina

Argentina podría liderar la producción global de SAF gracias a su abundante materia prima y experiencia en biocombustibles. Un marco normativo y estándares internacionales armonizados son clave para su desarrollo

Hace un par de ediciones del Anuario de Energía&Negocios que vengo escribiendo sobre un tema que considero está siendo escasamente analizado en Argentina: los Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF, por sus siglas en inglés).

Sin lugar a duda, los SAF son la nueva ola de innovación en materia de biocombustibles y son la herramienta fundamental para descarbonizar al sector aéreo.
La aviación es un sector de difícil descarbonización, donde las posibilidades de desarrollo de nuevos paradigmas, como la electricidad o el hidrógeno, que reemplacen a las turbinas de combustión son escasas, especialmente en trayectos medios y largos, donde se concentran el 73 % de las emisiones del sector.

La cadena de valor de la aviación, agrupada en IATA, tiene como objetivo ser carbono neutral al 2025 y para ello se han planteado una canasta de medidas, donde SAF representaría el 65 % de la reducción de emisiones al 2050.

El desafío de descarbonizar el sector aéreo es mayúsculo: de acuerdo con la última resolución de la Asociación del Transporte Aéreo Internacional (IATA), para el 2050 se necesitarán producir 449 millones de metros cúbicos de SAF para cumplir los objetivos previstos. Para dar una dimensión, hoy el mundo produce 180 millones de metros cúbicos de biocombustibles, casi todos con destino al trasporte terrestre (biodiésel y bioetanol).
El desafío abre una oportunidad destacada para Argentina, básicamente porque el país tiene materias primas abundantes, económicas y muy sostenibles y una importante tradición en biocombustibles y certificaciones que se pueden aprovechar para desarrollar la cadena de valor del SAF.

Para producir este tipo de combustibles limpios hay dos materias primas que pican en punta por la madurez tecnológica, la disponibilidad de materias primas abundantes y sostenibles y por sus costos:

1. Los aceites vegetales y grasas animales, a través de la ruta tecnológica HEFA (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids). Cabe destacar que Argentina es el principal exportador de aceite de soja del mundo, con grandes excedentes para producir SAF.
2. Los azúcares y almidones, a través de la ruta ATJ (Alcohol to Jet). Argentina, además de producir caña de azúcar y ser el segundo exportador de maíz (cereal con gran contenido de almidones) del mundo, posee desarrollada una cadena de valor de alcohol muy interesante, gracias a que el país mezcla bioetanol con naftas.
   Argentina tiene un crushing de poroto de soja que hace años opera muy por debajo de su capacidad. Si operara a capacidad plena (70 millones de toneladas), el país podría producir el aceite de soja necesario para producir más de 12 millones de metros cúbicos de SAF, esto es la mitad de la SAF que el mundo necesitará en el 2050. Claro que este número es solamente indicativo del gran potencial, la capacidad real es inferior ya que hay demanda de otros mercados que se necesitan abastecer, pero da un orden de magnitud de las oportunidades de desarrollo de este nuevo negocio.
   Lo mismo ocurre con el maíz: el país exporta 35 millones de tonelada sin procesamiento. Fermentando el almidón de dicho maíz, para luego destilarlo y deshidratarlo, se puede producir el bioetanol necesario para finalmente producir casi 9 millones de metros cúbicos de SAF.
   El país cuenta con un sector agropecuario de punta, que produce materia prima con una intensidad de carbono muy baja: este activo ambiental es cada vez más remunerado y especialmente importante en el caso del SAF, donde cada gramo de CO2 que se mitiga otorga beneficios monetarios.
   En el mundo ya hay 140 aeropuertos que despachan regularmente SAF, 11 rutas tecnológicas aprobadas para la producción de este producto, 53 mil millones de litro bajo acuerdos de offtake entre productores y consumidores (aerolíneas y vendedores de combustibles), 359 plantas de producción anunciadas o en construcción y 42 mil millones de dólares de inversión en el tema.
   Para el desarrollo del SAF hay dos condiciones muy importantes sobre las que se puede avanzar: la primera es contar con un marco normativo. La experiencia reciente de Brasil con la ley promulgada Combustibles del Futuro puede servir como un buen marco de referencia, especialmente por haber sido una ley con mucha participación de los sectores involucrados.
   La segunda condición es trabajar a nivel internacional para establecer y armonizar estándares de sostenibilidad a escala mundial. El panorama actual de los estándares y mecanismos de certificación de SAF está fragmentado, y esta falta de armonización complica el desarrollo de un mercado fluido, transparte y abundante. El esquema CORSIA (Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation) de la Organización de Aviación Civil Internacional para SAF en la aviación demuestran avances, pero enfrentan desafíos frente a la aparición de regulaciones que no están alineados con los criterios de sostenibilidad de este esquema. Especialmente, la política REFUEL de la UE que entrará en vigor el 1 de enero de 2025, prohíbe expresamente el consumo de SAF proveniente de materias primas muy abundantes en nuestra región (como almidón de maíz, caña de azúcar y aceite de soja).
   Armonizar los estándares de CSA a nivel mundial es esencial para demostrar su efectividad en la reducción de emisiones de GEI y demás criterios de sostenibilidad, esencial para promover prácticas comerciales justas. Los criterios de neutralidad en el uso de materias primas y tecnologías son esenciales para el desarrollo de mercados basados en criterios de sostenibilidad que puedan ser demostrados y basados en ciencia.
   El desafío para el sector de la aviación es mayúsculo: la oportunidad que el país tiene para ser un proveedor global de SA

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

Pronósticos y Planes

Pronósticos fallidos y planes imperfectos conviven en la historia. De Vaca Muerta a Silicon Valley, los planes, aunque desordenados, han logrado sortear azares y definir futuros.

Escribir para fin de año es un clásico que perdura. Balances y augurios son los textos más frecuentes, sabiendo que los augurios son una forma abierta o encubierta de pronóstico. Y en este punto, muchos no somos muy proclives a revisar nuestros pronósticos/augurios previos. Resulta más cómodo revisar el ajeno, porque el propio suele dar molestias, por decirlo elípticamente.

Otra actitud es hacer balances, que parece más fácil si sólo fuera eso. Pero nos tentamos con propuestas, acompañadas de vaticinios de futuros torcidos de no cumplirse las mismas. Con lo cual, volvemos al punto previo acerca de los pronósticos.
Como sabemos, de escuchar y leer, el pronóstico pretende saber cómo será el futuro. O al menos, aproximar. Tarea reservada a los dioses, para los creyentes o en gran medida dominada por el azar para los agnósticos. Sin embargo, los humanos queremos pronosticar y ser pronosticados. Aunque nos adviertan, cual Tu Sam, que puede fallar.

Caso Vaca Muerta

No parece necesario hacer un estudio exhaustivo de los innumerables vaticinios, acerca de lo que iba ocurrir con el desarrollo de Vaca Muerta si se tomaba tal o cual medida económica, o no se tomaba, o la interna o las primarias o, lo que fuera. De pronto miramos para atrás y vemos esto
La tentación me llevó a preguntarle a un grupo de jóvenes, qué país veían en el gráfico y si estaban dispuestos a proponer inversiones en el mismo. Obviamente no podía ser Argentina. Excepto por el 2020 y la pandemia COVID-19 que afectó a todo el mundo, no se perciben los hitos notables que cualquiera se animaría a mencionar. Usando la jerga de los abogados del ex pos facto, todos los pronósticos tendrán su justificación.

Caso PUNTOCOM y punto

Después de 1995, muchos vaticinaron el fin de la hegemonía de las industrias tradicionales (acero, petróleo, etc.), que serían superadas por las nacidas del Silicon Valley y sus desprendimientos. Lo decían las bolsas de valores, con las acciones creciendo por encima del resto. Pero también lo fundamentaban analistas económicos y políticos. De pronto todo cambió y pareció ser una burbuja. Hoy, NASDAQ es una de las bolsas de valores más importantes de EEUU. Nadie puede negar el poder de los hard y los soft en el mundo actual, pero ya no se pronostica en lo inmediato que la industria y las guerras se hagan con bits.
Mientras Bernard Madoff (el Lobo de Wall Street) retroalimentaba la burbuja con pronósticos, el U.S. Department of Defense seguía alimentando planes para desarrollar IA, ciencias de datos, electrónica ultracompacta, etc. Y la Security Industry Association (SIA) los sabía aprovechar bien. Lo que se pinchó fue la burbuja, no los planes.

Caso Fin de la Guerra Fría

Hubo mayoritaria coincidencia, casi abrumadora, en que la caída de la URSS y sus satélites era la entrada a un mundo abierto y más pacífico. La amenaza permanente de guerra nuclear se terminaba. Sólo faltaba acomodar a algunos dictadores molestos que, casualmente o no, estaban parados sobre inmensas reservas de hidrocarburos. Y algún que otro desajuste menor, como la guerra de los Balcanes en el medio de Europa.

No vimos, o no quisimos ver, que la “guerra fría” mutaba pero seguía cumpliendo con una de las más famosas máximas de Carl Philipp Gottlieb von Clausewitz: “La guerra es la continuación de la política por otros medios”. Sólo faltaba ponerse de acuerdo acerca de cuál sería la política de las potencias. A principios de 1992 eran EEUU y UE. A China se le daba poca importancia. Pero China tenía su política, la viéramos o no. Hoy la vemos.

Entre 1990 y 2009, excepto Ucrania y Finlandia, todos los países europeos que poseían fronteras con Rusia o Bielorrusia se incorporan a la OTAN o ya lo estaban (caso Turquía). Y, lo que es más importante, mayoritariamente poseían bases militares de la alianza. Basta acordarse de la crisis de los misiles, Cuba (1962) https://es.wikipedia.org/wiki/Crisis_de_los_misiles_de_Cuba para ver cómo reacciona un país importante al que le apuntan misiles desde 150 km de su frontera y a 1700 km de su capital. El mapa precedente es incompleto, porque no muestra el resto del mundo y el encierro por oriente sobre Rusia. Y China. Desapasionadamente, se podría pensar que la última jugada (propuesta de incorporación de Ucrania a la OTAN) era un “falta envido y truco”. El resto es la monstruosidad de la guerra. ¿Qué ameritaba este juego de pinzas a través de la OTAN? Una vez más planes y pronósticos que no parecen acoplados.

China ataca Kamchatka (the economy, stupid)

Después de la Revolución Cultural y el inicio de la Reforma Económica China (1978) hasta comienzos de este siglo, China era sólo la mano de obra barata más masiva y disciplinada del mundo. Al menos eso daban a entender políticos, economistas y empresarios, montados sobre las rentabilidades que obtenían las empresas occidentales que instalaban fábricas en China.

Un día cualquiera una empresa china comienza a ofrecer el mismo producto del que antes sólo era el proveedor de la fabricación con know-how externo. Y otro día, fabricantes chinos terminan vendiendo componentes que usa el sistema militar norteamericano. Está claro que los que pronosticaban ese avance antes de 1992 no eran tenidos muy en serio. Ni siquiera por los propios gobiernos de EEUU y Europa. Mientras tanto el gobierno chino tenía planes, los ejecutaba y corregía.

Plan no mata pronóstico, pero….

Parece poco razonable que una empresa no haga planes. Aunque luego de comprobar que los planes se desvían, pocas veces se ajustan. Porque un plan contiene pronósticos, y ya sabemos que los pronósticos no suelen cumplirse totalmente porque dependen en gran medida de hechos que llamamos azarosos1 . Es así que los planes están para atravesar pronósticos. Los planes nunca se cumplen, aún así pueden subsistir y concluir con logros esperados e inesperados. Los pronósticos pasan, los planes quedan.
En los casos analizados -a vuelo de pájaro- podemos ver que Vaca Muerta fue parte de un plan, tal vez desordenado y desprolijo, ayudado por situaciones externas (precios y guerras) que logró sortear pronósticos pesimistas, bastante válidos. El caso del Silicon Valley, mucho antes de formarse NASDAQ, es fruto de un plan militar que tuvo éxitos y fracasos, a la hora contrastar sus propios pronósticos. Sin embargo, nadie duda que la idea de acelerar el desarrollo de la industria de los semiconductores, permitiendo la difusión de productos hacia la industria civil, fue altamente exitoso, más allá de cualquier pronóstico.

El caso de la OTAN y el de China, nos podrían hacer pensar que el plan de la OTAN no fue solo cercar a Rusia. ¿Ir por sus recursos? Después de todo, los planes militares se basan en la ocupación de territorios. ¿O sólo mantener acorralado al oso ruso? ¿Ese corral incluye a China? Porque es China la verdadera amenaza comercial y económica. Y no se puede dejar librada al azar y los pronósticos sin planes. Vale para la OTAN, Rusia y China. Y vale también para Argentina.
La vida sigue y veremos qué nos depara. Mientras tanto, a tratar de disfrutar.

Surge la mañana de un nuevo año

Las cosas están limpias, ordenadas.
El cuerpo gastado se renueva en espuma.
Todos los sentidos alertas funcionan.
La boca está comiendo vida.
La boca está atascada de vida.
La vida escurre de la boca,
mancha las manos, la vereda.
La vida es gorda, oleosa, mortal, subrepticia.

Carlos Drummond de Andrade

1 En la medida en que entendamos que el azar es la causa ignorada de un efecto conocido (después de Voltaire)

* Profesor de Instalaciones
de Producción en Facultad de Ingeniería UBA

Desafíos en la cadena de suministro para Vaca Muerta

Calfrac refuerza el desarrollo de Vaca Muerta con servicios de fractura, coiled tubing y cementación de clase mundial, apuntalando su cadena de abastecimiento y trabajando
con proveedores locales para superar desafíos logísticos y potenciar el crecimiento energético argentino

En Calfrac estamos profundamente comprometidos con el desarrollo sostenible de Vaca Muerta. Nuestro propósito es acompañar su crecimiento con servicios de Fractura, Coiled Tubing y Cementación de clase mundial. En el desarrollo de nuestras actividades y con el objeto de acompañar el crecimiento energético trabajamos en conjunto con nuestros proveedores locales, las autoridades y actores clave del sector buscando sinergias e implementando mejoras continuas para superar los desafíos estructurales que enfrenta esta región estratégica para Calfrac a nivel mundial.

Uno de los mayores retos que enfrentamos hoy consiste en optimizar nuestra cadena de abastecimiento para asegurar la provisión del equipamiento necesario que nos permita atender la creciente demanda de servicios especializados. Los niveles de competitividad y la dinámica de Vaca Muerta han generado un incremento exponencial en la necesidad de maquinaria técnica, repuestos y servicios y la necesidad de garantizar su disponibilidad en los tiempos operativos requeridos y en las condiciones de calidad acorde a los estándares de Calfrac.

Para ello Calfrac se apalanca en el desarrollo de proveedores locales a fin de incrementar su capacidad operativa y atender las necesidades que demanda la industria complementando su cadena de valor con la importación de determinado equipamiento específico y de mayor tecnología con plazos de fabricación restringidos por las capacidades actuales de fabricación nacional. La alta demanda sobre los fabricantes locales suele extender los plazos de entrega de la maquinaria, lo que dificulta responder de manera ágil a las oportunidades del mercado.

Las dificultades para contar con el equipamiento a tiempo y acompañar en consecuencia el incremento de actividad en la cuenca neuquina impactan en las oportunidades de crecimiento y requieren mayor flexibilización en la importación de equipos reacondicionados disponibles en otros mercados que podrían utilizarse para cubrir necesidades críticas, permitiendo la incorporación de tecnología de manera inmediata mientras se consolida la capacidad local de producción. Potenciales cuellos de botella en la cadena de suministro dificultan afrontar nuevos desafíos y ponen en riesgo la capacidad de acompañar el crecimiento sostenido de Vaca Muerta frente a otras cuencas a nivel mundial.

Desde Calfrac, entendemos que resolver este desafío es clave para seguir impulsando la industria energética en el país. Confiamos en que, a través de un trabajo colaborativo entre el sector privado, las autoridades y los proveedores locales, podremos encontrar soluciones que equilibren el desarrollo industrial nacional con la necesidad de disponer de equipos de forma ágil.

Vaca Muerta representa una oportunidad histórica para el crecimiento energético de Argentina y la región. Superar estas barreras permitirá no solo potenciar su desarrollo, sino también fortalecer la posición del país como referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales. Estamos convencidos de que, con diálogo, innovación y esfuerzo conjunto, podremos lograrlo.

*Director General,
Calfrac Well Services Argentina

Todo para crecer

Argentina puede ser un polo global de energía, aprovechando gas, petróleo
y renovables. Con infraestructura y políticas federales, impulsará un crecimiento económico y social sostenible y bien federal

El potencial energético argentino: motor de un crecimiento económico y social

Una persona entra a su casa después de un día de trabajo, enciende las luces, deja sus pertenencias al cerrar la puerta y se cambia de ropa. Afuera hace frío, por eso recurre a la calefacción para acondicionar el ambiente. Se lava las manos y va a prepararse una comida. Abre la heladera, saca lo que necesita y enciende la cocina. A la par, prende la TV para hacerse compañía y enterarse de las noticias más resonantes del día. Mientras, lentamente, se cocina la comida y se toma una ducha caliente.

En esos pocos 15 minutos, esa persona utilizó agua corriente, energía eléctrica y gas natural, y pudo disponer de esos recursos al instante que lo requirió.
Tal vez, no nos damos cuenta de cuánto dependemos de esos tres servicios básicos, esenciales, ni tampoco de cuánto depende el desarrollo argentino. Incluso, cuánto más podríamos crecer si utilizáramos inteligentemente los recursos de los que goza nuestro país.

Si bien es indispensable contar con la riqueza natural necesaria para generar energía -ya sea solar, eólica, hidroeléctrica, gas natural, petróleo, nuclear, etc.- la industria energética en Argentina (y en el mundo) requiere de un gran esfuerzo para que esos recursos estén a disposición de los usuarios residenciales, comerciales e industriales. No olvidemos que debemos abrirnos al mundo especialmente en la exportación de Energía, Minería, Alimentos y Nuevas Tecnologías.

En los últimos cinco años y con Vaca Muerta como motor, la producción de gas natural en Argentina se incrementó en torno al 17%1 . Sin embargo, la producción gasífera del yacimiento neuquino ascendió más del 60%. Esto implicó que, de aportar alrededor del 30% del total producido, Vaca Muerta actualmente produce más del 40% del total del gas natural argentino.
Por su lado, la energía eléctrica sufrió un traspié en los años de Pandemia y, aun así, en los últimos cinco años, subió en torno al 9% 2.
Estos datos demuestran que tanto la industria gasífera como la eléctrica están en desarrollo, pero lento, para las posibilidades reales de crecimiento que sus recursos naturales permiten.

Un verdadero país Federal

Un país no solamente es el territorio que queda dentro de las fronteras que se han determinado anteriormente, sino el resultado de la suma de fortalezas y debilidades, de las competencias de su gente y de sus capacidades de organizarse y asistirse entre sí para vivir armoniosamente.

En cuestión energética, nuestras fortalezas son muchas: Argentina tiene potencial para desarrollar un parque eólico de excelencia; tiene a su vez muchas posibilidades de explotar la energía solar; agua, ríos y caudal para crecer aun más en energía hidroeléctrica; y tiene el segundo depósito de shale gas del mundo y el cuarto de petróleo no convencional. Asimismo, cuenta con una capacidad técnica para desarrollar todo ese potencial energético y una vasta experiencia en el sector.
Dentro de nuestras debilidades, se encuentran la infraestructura y, muchas veces, las decisiones políticas que llevan a pensar al país en forma mezquina y no en forma federal, que sería ideal para su crecimiento.

Para ello, debemos tener la capacidad de mirar hacia adelante, poniendo en juego todas las variantes y, a la vez, no tenemos que dejar de pensarnos como país. Si no lo hacemos federalmente, si no entendemos que el desarrollo regional es vital para el federalismo, nunca podremos aprovechar plenamente nuestras fortalezas ni sortear nuestras debilidades.

Infraestructura y buenas decisiones: los desafíos a futuro

A nivel infraestructura, el mayor desafío es liberar todas nuestras potencialidades. En ese sentido, debemos ser inteligentes en los proyectos que se desarrollen, para que contribuyan a abrir la economía, generar trabajo y a que nos posibiliten explotar nuestras fortalezas, como el potencial energético argentino.

Esto implica, en primer lugar, reforzar el transporte eléctrico a nivel nacional y, sobre todo, a nivel regional. Esto nos permitiría, por ejemplo, aprovechar los recursos de la Patagonia y desarrollar esa región tan rica. Por otro lado, es indudable la riqueza minera -con el litio, cobre, etc. como principales recursos- y la necesidad de repotenciar el transporte eléctrico brindando la infraestructura necesaria para generar ingresos al país en forma equilibrada.
Al mismo tiempo, permitiría robustecer un sistema que es uno de los pilares fundamentales para el desarrollo, procurando mirar al futuro con nuevas tecnologías electro intensivas.

Con una mirada aun más amplia, Argentina puede ser un polo energético. Así como antes fue pensada como el Granero del Mundo, Argentina hoy puede ser abastecedora de energía. No únicamente de energía eléctrica a nivel nacional, sino fundamentalmente de gas y petróleo a nivel mundial.
Justamente, el otro punto para desarrollar es la infraestructura gasífera. La tecnología nos permite hoy avanzar en la explotación de yacimientos de gas y petróleo no convencionales; por eso, Vaca Muerta pasó a ser una realidad. Argentina tiene un potencial gasífero sumamente importante a nivel mundial y un tiempo acotado para su extracción dada la transición energética que se transita.

En este sentido, debemos ser inteligentes y sostener el crecimiento de una industria, la gasífera, que potencia a todas las otras, que es el motor de un crecimiento que Argentina necesita y puede lograr. Para ello, hay que sumar infraestructura pensando en los núcleos poblacionales y, fundamentalmente, en los núcleos productivos y de exportación.

No olvidemos que el gas natural es un recurso, también, para la generación eléctrica. Para ello, insistimos en el desarrollo y la integración regional, para fortalecer las regiones y ponerlas en competencia con otros lugares del mundo. También, para desarrollar vías y logísticas de exportación, ya sea a través de gasoductos, como puede ser hacia Uruguay y Brasil en forma directa, o con plantas de GNL, en Río Negro y/o en Buenos Aires, para el mundo.
El desarrollo energético es indispensable para el crecimiento argentino. Y ello solo será posible si tomamos decisiones contundentes y realizamos inversiones significativas, que consoliden una nueva Argentina.

*Presidente de Transnoa y Presidente de Gasnea

1 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC.

2 Los datos estadísticos incluyen proyecciones de 2024, año aun sin finalizar. Fuentes: ex Ministerio de Energía de la Nación, Secretaría de Energía de la Nación, INDEC, CAMMESA y FUNDELEC.

Una oportunidad que no debemos desaprovechar

Los cambios legales de 2024 y la Ley Bases transformaron la industria energética, impulsando Vaca Muerta y nuevas exportaciones. Una oportunidad histórica que exige ya políticas públicas estables y visión de largo plazo sin descuidar lo convencional.

El año 2024 fue, sin dudas, un año de cambios en los aspectos legales y regulatorios de la industria energética, en particular para la actividad del petróleo y el gas. También representó una transformación en ciertos principios que habían regido la actividad durante los últimos años. Estos cambios ocurrieron en un contexto de crecimiento sostenido de la industria, que la convirtió en una isla rodeada de otros sectores aún afectados por los desafíos de la macroeconomía argentina.

La denominada “Ley Bases” fue, sin lugar a dudas, la principal fuente de cambios para la industria y resultó en la modificación más significativa de la Ley de Hidrocarburos en décadas, inclusive desde su sanción en 1967. Si bien algunas modificaciones son de menor relevancia y otras requerirán un análisis detallado a medida que se implementen en conjunto con las distintas provincias, ciertos cambios resultan estratégicos para atraer inversiones y permitir el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta. Entre ellos se destacan: (i) la liberalización de las exportaciones de crudo y gas, que revirtió el principio del autoabastecimiento del mercado interno y habilitó las exportaciones, y (ii) la adopción de medidas para lograr una convergencia gradual entre los precios de los hidrocarburos —principalmente el crudo— en el mercado doméstico y en el internacional.

Ambos puntos resultan esenciales para impulsar y promover proyectos petroleros a gran escala, como lo demanda actualmente Vaca Muerta. Además, tienen características y efectos similares a los establecidos por los decretos de desregulación de principios de la década del ‘90, que permitieron alcanzar récords históricos en volúmenes de producción y niveles de inversión.

Estos cambios, en conjunto con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), generan un contexto favorable para el desarrollo masivo de Vaca Muerta y aseguran la disponibilidad de volúmenes de petróleo crudo y gas natural que ya no tienen, ni tendrán, consumo en el mercado interno. Esto hace imprescindible la implementación de proyectos de exportación de hidrocarburos a gran escala.

Durante los últimos años, estos proyectos fueron sometidos a extensos análisis y debates. Los inversores siempre sostuvieron que era necesario contar con un marco legal y jurídico especial que protegiera estas inversiones de gran escala, las cuales no llegaron a la Argentina en los últimos 25 años. Con la entrada en vigencia del RIGI, estos proyectos adquirieron un mayor impulso. De hecho, algunos ya han iniciado etapas concretas de desarrollo, como el proyecto Vaca Muerta Sur, que solucionará los cuellos de botella actuales y futuros en la infraestructura de transporte de la Cuenca Neuquina.

Vale la pena resaltar que todos estos cambios, proyectos e impulsos se centran casi exclusivamente en los desarrollos no convencionales de Vaca Muerta, mientras que poco o nada atienden las necesidades de la producción convencional y de otras cuencas productivas. El cambio de principios que rige actualmente la actividad petrolera, en comparación con el modelo de los últimos años, donde se implementaban planes de subsidios o beneficios a los que las empresas debían aplicar mediante procesos burocráticos con pagos demorados y fragmentados, resulta positivo y destacable como principio general. Sin embargo, genera preocupación el abandono de políticas públicas que permitan el desarrollo del convencional o, al menos, la preservación de sus niveles de producción. Tal vez la actividad convencional no demande planes de estímulo basados en subsidios, sino simplemente la reducción parcial de cargas como regalías, bonos de prórroga, aportes complementarios, cánones sobre superficie remanente y obligaciones de abandono de pozos en plazos irrazonables, entre otras exigencias que, para una actividad con rentabilidad marginal, resultan insostenibles.

Si bien la producción convencional de hidrocarburos no tiene un impacto comparable con Vaca Muerta en la balanza comercial y en los niveles de producción, su aporte es significativo. Impulsa la actividad de contratistas, el empleo y las operadoras medianas o juniors, lo que genera beneficios exponenciales para las zonas de operación y contribuye a una industria más amplia, participativa y competitiva. Esta situación, que debería ser atendida por las autoridades nacionales, exige principalmente la acción de las autoridades provinciales, quienes son la contraparte clave para implementar las soluciones necesarias.
Cabe destacar también la urgente necesidad de estabilización de la macroeconomía argentina, condición fundamental para atraer nuevos actores, empresas de servicios, inversiones y financiamiento genuino. Esto no sólo implica normalizar el mercado cambiario y el mercado de deuda, sino también, y quizás lo más desafiante, garantizar la persistencia en el tiempo de ciertos cambios estructurales.

Regresando al contexto actual de entusiasmo y optimismo de la actividad no convencional, el 2025 se presenta como un año que marcará un hito. Se esperan volúmenes históricos de producción a nivel nacional, el inicio de la concreción de proyectos de inversión y una balanza comercial positiva para la industria energética. Esto representa, sin duda, una oportunidad histórica no sólo para la industria, sino principalmente para la Argentina. Sin embargo, los argentinos conocemos bien estas oportunidades únicas que tantas veces han sido desaprovechadas o arruinadas por decisiones y medidas desafortunadas. Aunque la tendencia de crecimiento parece irreversible, la historia demuestra que nada es definitivo y todo puede cambiar.

Nos encontramos ante una oportunidad que no debemos desaprovechar. Si bien su éxito depende en gran medida de las políticas públicas actuales y de las que puedan implementarse en los próximos años, también es nuestra responsabilidad, como actores de esta película, cuidar, proteger y defender la oportunidad que nos toca vivir.

*Bernardo Bertelloni es abogado, especializado en la industria del petróleo y gas. Es socio de Martelli Abogados, un estudio jurídico dedicado a la industria energética y a los recursos naturales.

Aportes para un marco regulatorio del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina

Griselda Lambertini, Directora Académica del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA, reflexiona acerca de la importancia de contar con una ley nacional de hidrógeno de bajas emisiones para habilitar la participación de Argentina como exportador de derivados en el mercado global de largo plazo,en concordancia con el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley 27.742.

El año que pasó

Desde el ámbito académico, podemos afirmar que el año que pasó ha sido fructífero en términos de divulgación del rol del hidrógeno de bajas emisiones en los escenarios energéticos futuros y de la potencialidad de Argentina para convertirse en proveedor mundial de combustibles sintéticos, en un contexto en el que los países -con distintas nomenclaturas y motivaciones- continúan desarrollando tecnologías y productos vinculados a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e instrumentos cada vez más sofisticados para el financiamiento climático.
En este sentido, durante 2024, desde la Universidad de Buenos Aires pudimos participar de muchos foros, programas y capacitaciones centradas en la producción, transporte, almacenamiento, comercialización y uso del hidrógeno y sus derivados. La Unión Europea y la Plataforma H2 Argentina organizaron dos Foros de Hidrógeno Verde con asistencia multitudinaria: en abril en Comodoro Rivadavia y en agosto en El Calafate, presididos por los respectivos gobernadores de Chubut y Santa Cruz. En el auditorio del BID en Buenos Aires, el CEARE organizó, a pedido de la Secretaría de Energía, dos talleres con audiencia especializada del ámbito nacional e internacional para considerar los aspectos regulatorios y los posibles incentivos para el hidrógeno de bajas emisiones. En la tradicional Semana de la Energía organizada por la OLADE y el BID (este año la cita tuvo lugar a fines de octubre en Asunción), nos tocó participar como panelistas del debate acerca de los tiempos de desarrollo y del grado de cumplimiento de las metas y expectativas para el despliegue del hidrógeno. La misma conversación tuvo lugar en las reuniones de Madrid, Buenos Aires y La Jolla, convocadas por el Instituto de las Américas de la Universidad Californiana en San Diego (UCSD). La Cámara de Comercio Argentino-Alemana (AHK) organizó distintos eventos, incluyendo su Foro Anual de Hidrógeno y el anuncio formal del financiamiento otorgado al primer proyecto en Argentina (provincia de Santa Cruz) por el programa alemán H2Upp. A fines de octubre, participamos del Encuentro de Combustibles Sintéticos organizado en Y-TEC. En noviembre de 2024, el programa de colaboración tecnológica TCP-Hydrogen de la International Energy Agency (IEA) eligió Buenos Aires como sede de su reunión global, en reconocimiento a la activa participación en ese programa de la empresa nacional Hychico, que produce hidrógeno verde desde 2009 en la provincia de Chubut.

Al mismo tiempo, el International PtX Hub (un consorcio financiado por la GIZ de Alemania y que tiene como socios al CEARE, la Fundación Torcuato Di Tella, el think tank Agora, la Asociación Química Alemana – DECHEMA y la Secretaría de Energía de la Nación) desarrolló diversos estudios sobre demanda de hidrógeno y derivados, fuentes de carbono sostenible para la producción de combustibles sintéticos, infraestructura de puertos, regulaciones, aspectos sociales y ambientales, guías para la evaluación del impacto ambiental. Estos estudios sirven como insumos para evaluar el potencial de Argentina y llevar el conocimiento a las jurisdicciones locales, dueñas del recurso (eólico, solar) que integran el primer eslabón en la cadena de valor del hidrógeno renovable.
En efecto, en los dos últimos años realizamos capacitaciones train-the-trainer en Ushuaia, Río Gallegos, Trelew, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Salta. Los contenidos de estos cursos intensivos de dos días encontraron su máximo desarrollo en la primera edición del “Programa de Actualización sobre la Economía del Hidrógeno de Bajas Emisiones”, una carrera con modalidad virtual, de 5 meses de duración, implementada entre julio y noviembre de 2024 por el CEARE y con apoyo de la GIZ.

Todas las actividades mencionadas se realizaron con el impulso y el apoyo financiero de la agencia de cooperación internacional de Alemania (GIZ) y su cámara de comercio bilateral (AHK), la Unión Europea, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras entidades que valoran la posibilidad de que Argentina se convierta en un socio poderoso, debido al altísimo factor de capacidad de nuestros recursos naturales, la ubicación alejada de los conflictos geopolíticos y un entorno que va ganando confiabilidad a partir de la mejora y estabilización de los indicadores macroeconómicos.

También desde nuestro país, distintos agentes públicos y privados conciben el desarrollo de esta línea de negocios (los PtX) como una oportunidad para realizar exportaciones estratégicas, profundizar la mejora en la balanza comercial energética, aumentar la inversión extranjera directa, crear empleos de calidad, desarrollar toda la cadena de proveedores asociados a las nuevas tecnologías, fortalecer las economías provinciales y aumentar las capacidades locales de I+D.
Así lo están viendo Y-Tec, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), el Consejo Federal de Inversiones (CFI), el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME), la Gerencia de Innovación del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA), las cámaras eólicas (AAEE – Asociación Argentina de Energía Eólica y CEA – Cámara Eólica Argentina), las administraciones de puertos como Bahía Blanca y Quequén, además de las empresas con proyectos en el sector.
Al cuadro de las ventajas comparativas que presenta Argentina como candidata para la recepción de las grandes inversiones que se requieren para el desarrollo de las oportunidades de negocio con hidrógeno (abundancia y calidad de sus recursos, zona de paz, estabilización macroeconómica), le estaría faltando un factor -en apariencia- más sencillo de controlar: el establecimiento de un marco regulatorio que oriente a los inversores y dé señales de compromiso y estabilidad en las políticas públicas.

El camino regulatorio

En la región, Argentina fue pionera en la visualización del hidrógeno como vector para el almacenamiento de energía y la sustitución de combustibles fósiles. En 2006 (es decir, 10 años antes de que el Congreso Nacional ratificara el Acuerdo de París y adhiriera a sus propuestas para proveer a la reducción de emisiones), Argentina aprobó la Ley N°26.123 que establecía un “Régimen para el Desarrollo de la Tecnología, Producción, Uso y Aplicaciones del Hidrógeno como Combustible y Vector de Energía”. Sin embargo, esta ley -que finalizó su vigencia en 2021 sin que se hubiere reglamentado- no preveía la condición de que el hidrógeno fuera de bajas emisiones. Los incentivos tampoco alcanzaban a las aplicaciones del hidrógeno como insumo para la producción de químicos y otros derivados, que es donde hoy radica su principal atractivo.

Siguiendo un orden cronológico, en 2017 la Ley No 27.430 introdujo el Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) con el objetivo de gravar las emisiones producidas por los combustibles fósiles y para incentivar la mezcla con biocombustibles. Sin embargo, el IDC no aplica al gas natural, al GNL, al GLP ni al aerokerosene. Además, como consecuencia de la evolución del tipo de cambio, el precio de carbono implícito en el impuesto es actualmente inferior a US$ 2 por tonelada de CO2eq, muy por debajo de la valorización original en torno a los US$ 10/ton de CO2eq. Por eso, este impuesto no modifica conductas y, en este sentido, en Argentina no tenemos un precio del carbono que opere como incentivo negativo para la implementación de soluciones de descarbonización.
En relación con el precio del carbono, Argentina tampoco cuenta con un mercado regulado de derechos de emisión. Cabe destacar que la primera versión del proyecto de Ley de Bases contenía un capítulo destinado a la implementación de un mecanismo ‘cap and trade’, mediante el cual se facultaba al Poder Ejecutivo Nacional a asignar derechos de emisión a cada sector y subsector de la economía, compatibles con el cumplimiento de las metas de emisiones comprometidas en el Acuerdo de París. También se preveía el otorgamiento gratuito de los derechos de emisión y la creación de un mercado para su comercialización, junto con una plataforma de registro de las transacciones. Este instituto podría haber significado el establecimiento progresivo de un precio del carbono que incentivara y financiara, aunque sea parcialmente, la introducción de las tecnologías de transición. Aunque el ‘cap and trade’ quedó finalmente fuera de la Ley 27.742, con el apoyo del BID, se trabajaron iniciativas en el ámbito de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para el estudio y la implementación de este tipo de esquema.

Volviendo al marco regulatorio específico para el hidrógeno, desde el vencimiento de la Ley No 26.123 de 2006 ingresaron en el Congreso Nacional varios proyectos 1, entre los que cabe destacar (i) el proyecto presentado por el Poder Ejecutivo Nacional en mayo de 2023, que acompañó la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos en septiembre del mismo año; y (ii) un proyecto que presentó inicialmente el diputado Gustavo Menna, que se fue adecuando en las sucesivas presentaciones de los legisladores Ignacio Torres y Pamela Verasay, para confluir en el proyecto trabajado en el ámbito de la Plataforma H2 Argentina, y que finalmente resultó en la versión presentada en octubre de 2024 por la diputada Ana Clara Romero de Chubut.
Con respecto a las principales características del proyecto de ley de hidrógeno de mayo de 2023 preparado por la Secretaría de Energía de Flavia Royón, cabe destacar la propuesta de un régimen de promoción que tendría una duración de 30 años desde la entrada en vigencia de la ley, para las distintas etapas que componen la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones (verde, azul y rosa) y sus derivados. Este proyecto fue recibido con escepticismo por las partes interesadas.
En especial, los potenciales inversores consideraron que el régimen presentaba ciertas barreras como: (i) los requerimientos de contenido mínimo local de dudosa posibilidad de cumplimiento; (ii) el aporte obligatorio de los inversores a un fondo para el desarrollo de proveedores (FONDEP) que, en lugar de ayudar al financiamiento de los proyectos, implicaba desde el comienzo un cargo adicional a la inversión; (iii) la mención a los derechos de exportación, que contrariaba las expectativas de una industria destinada en un 80% al mercado global; (iv) el entramado de instituciones y autoridades de aplicación resultaba complejo, incluyendo la creación de dos nuevas burocracias como la AgenHidro y el Consejo Federal de Hidrógeno.
En cuanto a la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno publicada en septiembre de 2023, se trata de un documento programático, no vinculante, pero que -en el contexto de otras 50 estrategias de hidrógeno publicadas en el mundo- es la forma de comunicar a los inversores, a las comunidades locales y a otros posibles socios, que efectivamente nos interesa diversificar la estructura industrial argentina mediante el despliegue de proyectos de hidrógeno de bajas emisiones, en cualquiera de sus formas de producción. Esta Estrategia permanece vigente y debería actualizarse en forma periódica. Es un instrumento que acompaña, pero no suple la existencia de un marco regulatorio específico, aprobado por el Congreso Nacional.

Entre tanto, en julio de 2024, la Ley No 27.742 aprobó el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que representa el mayor paquete de beneficios a la inversión ofrecidos por la República Argentina, al menos desde la década del ’90. En efecto, cumplidas las condiciones sobre montos mínimos y tiempos de desembolso, el RIGI prevé otorgar incentivos tributarios, cambiarios y regulatorios por un plazo de 30 años desde la aprobación del proyecto. Para la solución de controversias queda abierta la vía del arbitraje internacional.
El RIGI ya está en marcha y se espera que ayude a viabilizar grandes inversiones en los sectores seleccionados, especialmente en el sector energético, hasta tanto se estabilicen las variables macroeconómicas y nuestro costo de capital alcance niveles comparables con los del mercado internacional. Sin embargo, el sector interesado en proyectos de hidrógeno ha manifestado la necesidad de realizar ciertos ajustes al RIGI para que queden contempladas las particularidades de esta tecnología que aún no ha alcanzado la madurez comercial.
¿Cuáles serían las adecuaciones necesarias del RIGI? Al respecto, el proyecto de la Plataforma H2 Argentina ya mencionado -y que resultó en la reciente presentación de la diputada Romero- optó por transcribir las cláusulas del RIGI, con modificaciones, como parte del proyecto de ley de hidrógeno, denominándolo Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO). Entre las modificaciones, se plantea la ampliación de la ventana temporal para la presentación de los proyectos.

En lugar de los 2 años que prescribe la Ley No 24.742, se propone un plazo para adherir de 10 años para proyectos vinculados a hidrógeno de origen renovable y de 5 años para proyectos vinculados a hidrógeno de bajas emisiones. En ambos casos, el Poder Ejecutivo podría prorrogar por única vez y por 10 años la vigencia de los plazos anteriores. Asimismo, para permitir el desarrollo de proyectos piloto o de demostración, se propone eliminar los montos mínimos de inversión. Se garantiza el derecho inmediato a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios, sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa del Banco Central. Se declara la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado. Se propone la creación de un Fondo Nacional de Hidrógeno, aunque sin obligación de que el Estado asigne recursos directamente a este fondo.
Desde la óptica del Poder Ejecutivo, las modificaciones al RIGI generan reparos en cuanto a la discriminación que implicaría respecto de los demás sectores admitidos en el régimen y el carácter restrictivo de los beneficios a otorgar.
En tal sentido, en el marco de la visita de la Comisaria de Energía de la Unión Europea en julio de 2024, el entonces Secretario de Energía Rodríguez Chirillo propuso la elaboración conjunta de una hoja de ruta para la implementación del Memorando de Entendimiento sobre Energía celebrado entre la República Argentina y la Unión Europea un año antes, para promover acciones conjuntas en materia de eficiencia energética, energías renovables, hidrógeno y GNL. En el caso del hidrógeno, desde la Secretaría de Energía se planteó la necesidad de contar con una ley específica para el sector, con contenido más bien regulatorio antes que de fomento. Las grandes inversiones podrían seguir amparándose en el RIGI, pero se requerían de todos modos precisiones sectoriales referidas a la autoridad de aplicación y al sistema de gobernanza; las normas técnicas y de seguridad aplicables a la producción, transporte y almacenamiento; el desarrollo de mecanismos de certificación, entre otras cuestiones que la industria necesita conocer para dotar de certidumbre a los proyectos y acceder a financiamiento.

¿Qué están haciendo el mundo y los vecinos?

Los estudios de regulación comparada indican que el impulso a las tecnologías propuestas para la reducción de emisiones en la industria y en el transporte proviene, básicamente, del establecimiento de un precio del carbono (las emisiones producidas o evitadas). Para cada una de las tecnologías y sus variantes (eficiencia, electrificación, captura de carbono, control de fugas de metano, reemplazo de combustibles fósiles por combustibles sintéticos, entre otras) existe un precio teórico del carbono tal que la torna viable.

Tal como ya mencionamos, ese precio del carbono puede resultar de la aplicación de un impuesto o de la interacción entre oferentes y demandantes en un mercado regulado de derechos de emisión (“cap and trade”).
En el mundo se han implementado aproximadamente 40 regímenes ‘cap and trade’ con distintos alcances en cuanto a los gases y sectores cubiertos, los mecanismos de asignación de derechos, el nivel nacional o subnacional de implementación, entre otras características.

El más conocido es el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE) de la Unión Europea, organizado inicialmente por la Directiva 2003/87, que estableció topes o caps mandatorios, sectoriales, anuales y decrecientes a las emisiones de gases de efecto invernadero (expresadas en toneladas de dióxido de carbono equivalentes – CO2eq), habilitando al intercambio de los certificados que representan los derechos de emisión.
La lógica del RCDE se apoya en que las actividades económicas emisoras con potencial de reducción de emisiones a bajo costo podrán vender sus derechos de emisión a las actividades con alto costo de reducción, de modo que las metas conjuntas se alcances en forma más eficiente. A su vez, la interacción comercial entre agentes emisores da como resultado un precio del carbono (medido en €/ton CO2eq), que da la pauta de qué tecnologías podrán ingresar en el sistema. Incluso, cuando el precio de mercado del carbono no es suficiente para financiar determinada tecnología que las autoridades europeas están interesadas en fomentar (por ejemplo, la sustitución de hidrógeno gris en refinerías o en la producción de fertilizantes; la producción de acero de bajas emisiones, productos químicos, amoníaco verde, SAF), se considera el otorgamiento de un subsidio bajo la forma de los llamados ‘contratos de carbono por la diferencia’, que cubren la brecha entre el precio del carbono en el mercado y el precio real de descarbonizar.

El Programa H2 Global, financiado por Alemania y Países Bajos, ofrece también este tipo de subsidios a países extra-europeos, mediante la adjudicación, en subastas internacionales, de contratos de largo plazo (10 años) para la importación de amoníaco, metanol verde y SAF producidos fuera de Europa, con recepción en los puertos de Rotterdam, Hamburgo o Duisburg, para su reventa -a un precio inferior y a corto plazo (1 año)- a demandantes europeos. Por ahora, solo se adjudicó un contrato de este tipo a un proyecto de amoníaco ubicado en Egipto: la empresa Fertiglobe comenzará la producción de amoníaco renovable en su planta existente en Ain Sokhna, con entregas programadas a puertos europeos a partir de 2027. El contrato tiene un valor máximo de 397 millones de euros, con una provisión inicial de hasta 19,500 toneladas de amoníaco en el primer año y un total acumulado de 397,000 toneladas para 2033.

La política pública europea también se está ocupando de fijar un precio de carbono “hacia fuera”, con forma de impuesto y que merece nuestra atención por su impacto en la elegibilidad de los productos que serán admitidos en la Unión Europea. Ya ha comenzado, en su etapa informativa, la implementación del mecanismo de ajuste del carbono en frontera (CBAM, por sus siglas en inglés), que consiste en la imposición de un arancel a ciertos productos importados (cemento, hierro, acero, aluminio, fertilizantes, electricidad e hidrógeno) de países sometidos a reglas sobre emisiones menos exigentes que las europeas. El valor del impuesto a pagar por los importadores europeos, dependerá de la cantidad de emisiones generadas por el producto no europeo y de la diferencia entre el precio del carbono en la Unión Europea y el precio o impuesto equivalente en el país de origen.
Otros incentivos financieros hacia el interior de Europa incluyen las garantías a otorgar por el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para reducir el riesgo inicial de los proyectos. Existen, además, diversos programas de financiación como Next Generation EU, InvestEU y el Fondo de Innovación del RCDE que dan apoyo al desarrollo de la cadena valor del hidrógeno limpio.
Desde el punto de vista de la creación de demanda, para determinados sectores, está por comenzar la vigencia de cuotas obligatorias de corte o mezcla con combustibles sostenibles. Es el caso del SAF (combustible sostenible de aviación, según sus siglas en inglés), que desde 2025 deberá mezclarse en un 2% con el combustible de origen fósil para todos los vuelos intra-europeos. El porcentaje es ascendente, hasta alcanzar un 20% en 2035 y un 70% en 2025. Esta cuota puede cumplirse con SAF producido por distintas vías, incluyendo los biocombustibles. La normativa indica que hacia 2050 el 70% obligatorio de mezcla con SAF deberá incluir un 30% de combustibles sintéticos (los que derivan de hidrógeno).
En Estados Unidos, la Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 estableció un régimen de incentivos para la introducción del hidrógeno de bajas emisiones y otras tecnologías de transición, a través del otorgamiento de importantes créditos fiscales para estos proyectos, en relación con el potencial de mitigación acreditado y el nivel de los salarios de los trabajadores involucrados en el proyecto. De tal modo, los proyectos elegibles pueden acceder a créditos fiscales de hasta US$ 3 por kilo producido de hidrógeno limpio durante 10 años. Si bien la llegada del presidente Trump pone en duda la continuidad y el alcance de este régimen de promoción, ya están en marcha otros incentivos aprobados en 2021 por la Infrastructure Investment and Jobs Act, que puso a disposición 9500 millones de dólares para el desarrollo de hidrógeno limpio, incluyendo 8000 millones de dólares a asignar en los años fiscales 2022 a 2026 para contribuir al establecimiento de al menos cuatro hubs de hidrógeno limpio.
Cuando nos enfocamos en los avances regulatorios y regímenes de promoción implementados en la región, las medidas resultan naturalmente más modestas y, en la mayoría de los casos, los avances están vinculados con las acciones de la cooperación internacional. En efecto, algunos países como Chile y Uruguay vienen desplegando una verdadera “diplomacia del hidrógeno”, con la expectativa de asociarse con los potenciales importadores para llegar antes al mercado y tomar ventajas del acceso temprano a la tecnología, a los contratos de largo plazo y a los instrumentos de financiación.
Si buscamos en los ordenamientos legales internos, Brasil cuenta con la ley de hidrógeno bajo en carbono más completa de la región. A principios de agosto de 2024, el Congreso brasileño aprobó una ley que designa a la ANP – Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles como la autoridad de aplicación del sector de hidrógeno, y estableció incentivos tributarios y arancelarios para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, sin requisitos de montos mínimos de los proyectos ni diferenciación entre las posibles tecnologías para la obtención de la molécula con bajas emisiones. La misma ley prevé lineamientos exhaustivos para el desarrollo del sistema de certificaciones brasileño, compatible con los sistemas internacionales. Cabe tener en cuenta que los incentivos ofrecidos por la ley brasileña podrán solicitarse dentro de los próximos cinco años, que es también el plazo total de vigencia de la ayuda.
A su vez, Colombia, Chile y Uruguay han designado mediante ley una autoridad de aplicación para el sector, dotando a dicha autoridad de facultades suficientes para determinar las normas de seguridad, regular aspectos ambientales de los proyectos y para implementar los mecanismos de certificación. Estos países también otorgan incentivos tributarios y aduaneros para la instalación de proyectos de producción de hidrógeno. Chile y Uruguay solamente para hidrógeno renovable; Colombia para hidrógeno de bajas emisiones sin distinción de tecnologías. Específicamente en Uruguay, el Decreto 268/2020 extendió a las inversiones en proyectos de hidrógeno renovable los incentivos de la Ley 16.906 sobre Inversiones y Promoción Industrial. Tales proyectos fueron decretados como prioritarios a los efectos de la asignación de los beneficios.
La revisión de los antecedentes comparados indica que, para invertir en la República Argentina, en un marco que minimice las incertidumbres y otorgue seguridad jurídica, sería necesaria una ley que defina el marco regulatorio del hidrógeno, atendiendo a sus características objetivas y específicas. Si se propician las condiciones regulatorias adecuadas, se proyecta que a 2050 podríamos estar exportando unas 4 millones de toneladas de hidrógeno anuales en forma de derivados, manteniendo una producción de 1 millón de toneladas para aplicación en el mercado interno. Según la primera versión de la Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023, estos volúmenes de producción significarían inversiones en torno a los 90.000 millones de dólares y la creación de 82.000 empleos.

¿Qué sigue para argentina?

La Estrategia Nacional de Hidrógeno publicada en 2023 es apenas una manifestación de interés de Argentina en desempeñar un rol destacado en el futuro mercado de exportación de derivados del hidrógeno, que debería actualizarse periódicamente para reflejar los avances y los cambios que se vayan produciendo en las tecnologías y en el comercio internacional. La Estrategia es necesaria, pero no suficiente.
Por otra parte, el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones de la Ley No 27.742 ofrece beneficios cambiarios, impositivos, tributarios y regulatorios a los que podrían acogerse los proyectos de hidrógeno elegibles para la exportación estratégica a largo plazo. Sin embargo, debido al estado de madurez tecnológica y a la existencia de mercados internacionales incipientes, se ha puesto en duda la adecuación de los términos del RIGI a las características propias del nuevo vector, especialmente en cuanto a la ventana de dos años para la adhesión de los proyectos.

Con o sin adecuación del RIGI a las particularidades del hidrógeno, entendemos que se hace necesaria una ley específica que apruebe el marco regulatorio para el desarrollo de la tecnología, la producción, el transporte, el almacenamiento, la exportación y el uso de hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados, como combustible y vector de energía, y como insumo para procesos químicos e industriales, en todo el territorio nacional.
Uno de los primeros aspectos que deberá definirse en el texto legal es qué tipo de hidrógeno se busca regular y promover: ¿solamente el hidrógeno renovable o verde, o el hidrógeno de bajas emisiones sin importar la materia prima a partir de la cual se obtuvo? Si se promueven ambos, ¿habría que diferenciar el alcance de los incentivos en uno u otro caso?

Desde este lugar proponemos incluir al hidrógeno producido a partir de cualquier de los recursos naturales existentes en Argentina (fósiles con captura de emisiones, renovables, nuclear) y, eventualmente, el nivel de los incentivos podría establecerse en función de la reducción de emisiones, antes que según el origen de la molécula. Es decir, las distinciones, de haberlas, no se centrarían en el origen fósil o renovable del hidrógeno sino en el nivel de reducción de emisiones que se alcanza, lo cual implica al mismo tiempo una mayor oportunidad en términos de exportación. Tal es el criterio (nivel de emisiones reducidas) adoptado por la Inflation Reduction Act de los Estados Unidos para graduar la cuantía de los créditos fiscales a otorgar a los proyectos de producción.

Definido el objeto, será esencial determinar la autoridad de aplicación a nivel nacional. Para la gobernanza del sector se prefiere un esquema simple, desburocratizado, en cabeza de la Secretaría de Energía, con las interacciones necesarias con la Secretaría de Industria y Comercio, y la Subsecretaría de Ambiente. A esta autoridad de aplicación se le debería encomendar la identificación de las normas técnicas y estándares de seguridad aplicables a los proyectos, y el diseño y la adopción de un sistema de certificación ágil y transparente. Las normas técnicas y el esquema de certificación deberían basarse o ser coherentes con las normas y estándares que ya existen a nivel internacional; en particular, con aquellos vigentes en los países a los cuales Argentina podría exportar.
Asimismo, dadas las grandes superficies que ocuparán los proyectos que se alimenten de energías renovables, será necesario permitir un acceso ordenado a los terrenos, mediante la extensión de las servidumbres de electroducto y los derechos de paso para los ductos que podrían transportar mezcla de hidrógeno con gas natural, o ser reconvertidos para el transporte de hidrógeno puro, como ya sucede en la costa del Golfo de los Estados Unidos y en Alemania.
En materia ambiental y de permisos, habrá que realizar un trabajo significativo de coordinación interjurisdiccional. El Estado Nacional, con recursos de la cooperación internacional, podría contribuir con la elaboración de guías para la realización de las evaluaciones de impacto ambiental y la identificación de los permisos que se requieren para la instalación de los proyectos de hidrógeno. Tales guías puedan ser útiles para los inversores y para las autoridades locales.
Es importante aclarar que nuestra posible ley de hidrógeno no requiere copiar ni emular los instrumentos creados en los países importadores. Por el contrario, nos toca generar regulaciones que habiliten la oferta, eliminando barreras para construir una línea de base que contemple todos los organismos, permisos y trámites necesarios para los proyectos de producción e infraestructura, a fin de detectar la ruta crítica de tramitación para el inicio oportuno de las operaciones. La coordinación de una “ventanilla única” para la habilitación y registro de los proyectos, entre la Nación y las provincias que adhieran, con respeto de las competencias locales, aumentaría la certidumbre y aceleraría los tiempos de implementación. La claridad de los pasos y plazos a seguir en la obtención de los permisos (ambientales y de seguridad), junto con el desarrollo de capacidades para evaluar de forma objetiva y normalizada los distintos proyectos, aportará certeza a las iniciativas.
Finalmente, corresponde advertir que ninguno de los proyectos de ley en consideración (con o sin adecuación del RIGI) resuelve el problema de la demanda: la existencia de contratos de largo plazo extendidos por los tomadores del hidrógeno producido o sus derivados. Esta demanda será, como venimos sosteniendo, eminentemente internacional. Por ello, el marco regulatorio para Argentina no requiere necesariamente la imposición de un precio del carbono, ni el otorgamiento de subsidios, ni el establecimiento de cupos o cuotas. Es otro nuestro rol. Es necesario prepararse en términos de regulación, infraestructura, formación de capacidades; pero la regulación local no podrá suplir la materialización de los contratos de quienes se declaran importadores interesados. Esta indefinición de los off-takers es una situación común al resto de los países interesados en producir y exportar. Con más razón, mientras el mercado se desarrolla, será clave ponernos de acuerdo en un marco regulatorio que despeje incertidumbres y genere un entorno atractivo para las inversiones millonarias que implican el hidrógeno de bajas emisiones y las demás tecnologías de transición.

*Directora Académica en CEARE – UBA Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética

1 Proyecto 4574-D-2021 de Martín Maquieyra, Proyecto S-2586/2021 de Martín Doñate y Claudio Rodas; Proyecto 3388-D-2022 de Rosana Bertone; Proyectos 3601-D-2021 de Alberto G. Menna y S-620/2022 de Ignacio Torres, Proyecto S-2171/2022 de Sergio N. Leavy y otros; Proyecto S-2198/2022 de Silvina M. García Larraburu y otros; Proyecto 5855-D-2024 de Ana Clara Romero.

Análisis de la reglamentación de los cambios que hizo la Ley Bases

La reglamentación de los cambios de la Ley Bases Decreto N° 1057/2024 en hidrocarburos y gas, destacan la prioridad al abastecimiento interno y control para evitar exportaciones a precios menores que los del mercado local

La Inteligencia Artificial está revolucionando la industria energética a un ritmo vertiginoso, potenciando desde la exploración de hidrocarburos hasta la gestión inteligente de redes y el trading de energía. La IA optimiza procesos y reduce costos en tiempo real y su combinación con la robótica, IIoT y blockchain, promete cambios disruptivos en la producción y distribución de energía

La Inteligencia Artificial (IA) avanza a paso acelerado y se integra transversalmente en infinidad de actividades e industrias. La energía no es una excepción.
¿Cómo llegamos a este punto? ¿Qué nos depara la IA en el mundo de la energía? ¿Qué evolución podemos esperar a futuro?

 IA. De la eclosión a la explosión

La IA no ha nacido recientemente, tiene una historia de larga data, desde la acuñación del término por John McCarthy y los desarrollos pioneros de Alan Turing en los ‘50’s.
Década a década, casi en todas, se profundizaron los avances.
Entre 1960 y 1970, se inician los desarrollos de sistemas expertos, de la mano del legendario Marvin Minsky desde su Laboratorio de Inteligencia Artificial de MIT (cofundado con Seymour Papert), programas capaces de tomar decisiones en dominios específicos utilizando bases de conocimiento.

En la década del ’80, luego del “Invierno de la IA”, Geoffrey Hinton, Yann LeCun y Yoshua Bengio, algunos de los pioneros en el campo de las redes neuronales profundas, abren paso al desarrollo del aprendizaje profundo (deep learning). Un hito desconcertante para algunos, extraordinario para otros, irrumpe en el mundo de la computación: la derrota del campeón mundial de ajedrez Gary Kasparov por Deep Blue de IBM en 1997, evidenciando con claridad la vertiginosa capacidad y velocidad con la que se computan datos.

Entre fines de los ‘80’s y ‘90’s gracias a los avances de hardware y software un nuevo auge de los sistemas expertos, la IA desembarca en el mundo de la empresa y las industrias, con los llamados softwares inteligentes. La industria de la energía fue beneficiada con su integración en el sector, aunque por supuesto, la IA de entonces era muy limitada comparada con sus capacidades actuales.

La expansión de la IA en la industria de la energía sólo despega en las dos últimas décadas, con desarrollos y aplicaciones en las áreas de optimización de procesos, mantenimiento predictivo y gestión de demanda energética.
Y el desarrollo más sistemático y generalizado de estas aplicaciones se ha evidenciado en los últimos años, cuando la computación en la nube, el big data y los algoritmos de aprendizaje automático han facilitado su implementación.
Y día a día prominentes nombres y empresas no cejan en el impulso de la IA.

IA en el mundo de la Energía

El impacto de la IA en el mundo de la energía generará beneficios diferenciales de acuerdo a los distintos tipos de energía.
En particular, en la industria de Oil&Gas, al disponer de recursos no renovables, la IA juega un papel de apoyo operativo más que de expansión directa de la disponibilidad de energía. En el mismo sentido, podremos analizar el caso particular de cada tipo de energía, según su disponibilidad, sus costos y logística, etc.

Sabemos que la IA, por sí misma, no genera nuevo recurso, no genera energía ni transforma de manera fundamental la capacidad de extracción de recursos, finitos en el caso de gas y petróleo, pero mejora la eficiencia y optimización en aspectos que no dejan de resultar claves para la industria.

Y si bien genera impactos incrementales en todas las etapas de la cadena de valor, desde la generación hasta el consumo, en el corto plazo la IA en el sector energético, parece mejor orientada a la optimización que a las innovaciones radicales, dejando esas expectativas sujetas a la evolución del largo plazo.
Concentrándonos en las implementaciones de IA actuales, algunas de las empresas top globales las incorporan en las distintas etapas de la cadena de valor, en sus procesos habituales:

● Exploración y prospección: las empresas ExxonMobil, Shell, BP, Chevron, y TotalEnergies implementan análisis sísmicos y modelado geológico asistido por IA, como identificación de yacimientos mediante big data y algoritmos de aprendizaje automático,
● Mantenimiento predictivo: Shell, Siemens Energy, GE Renewable Energy, Vestas y Schlumberger, utilizan sensores inteligentes e IA para previsión de fallos en equipos y supervisión de turbinas eólicas y plataformas offshore.
● Optimización de Smart Grids: Tesla, Siemens, ABB, Iberdrola, IBM y Schneider Electric, implementan la gestión de redes eléctricas para balancear oferta y demanda y para la optimización de carga y descarga de baterías en sistemas domésticos y comerciales.
● Comercialización y gestión de precios: BP, Shell Trading, E.ON y Enel, utilizan plataformas de IA para trading de energía, predicción de precios y para la simulación de demanda en mercados mayoristas.
En lo atinente al desarrollo tecnológico o proyectos en fase piloto, avanzan proyectos de distintos tipos de energía que incluyen IA, como:
● Fusión nuclear asistida por IA: las empresas ITER, Helion Energy, TAE Technologies, Commonwealth Fusion Systems,
● Optimización de materiales para energía renovable: las empresas Oxford PV, First Solar,
● Micro redes inteligentes y P2P energy trading: las empresas LO3 Energy, Power Ledger, Siemens, y
● Producción de combustibles artificiales: las empresas Climeworks, Carbon Engineering y Repsol.

Finalmente, un amplio campo de posibilidades se expande con la combinación de la IA con otras tecnologías en vistas a una operatividad eficiente en el sector energético, combinándose con la robótica, IOT, IIOT e, inclusive, blockchain (en redes inteligentes, certificación de energía renovable, y mercados de energía descentralizados, transacciones de energía peer-to-peer) operadas por empresas como Siemens, LO3 Energy y Power Ledger.

IA y el Futuro de la Energía

Uno de los escenarios futuros probables incluye un enorme volumen global de inversiones en IA, sin poder especificar el volumen proporcional direccionado al heterogéneo mundo de la energía.
Desde el punto de vista tecnológico, el rumbo que marque la IA sobre el sector energético parece aún impredecible, pero sí podemos asegurar que la combinación de las tecnologías 4.0, hoy en etapa germinal y creciente, se proyecta hacia un futuro pleno de potencialidades.

Podemos imaginar o prospectar todas las potencialidades de la IA combinando con Internet Industrial de las Cosas (IIoT), Big Data, Análisis Avanzado, Cloud Computing, Robótica Avanzada, Realidad Aumentada y Virtual, Fabricación Aditiva, Blockchain y Sistemas Ciberfísicos, aplicados a la industria de la energía.

Estas tecnologías van en la dirección de eficientizar y optimizar los procesos de la industria, pero podrían concretarse innovaciones radicales a mediano y largo plazo que transformarían profundamente el panorama energético.

Los últimos avances logrados con IA, podrían potenciar la industria energética, acelerando descubrimientos, productos, servicios y tecnologías emergentes.
Pensemos, por ejemplo, en la emulación y reproducción del proceso de investigación científica, la simulación de experimentos químicos, con su impacto en la generación de nuevos combustibles, que podría conmocionar las forma de producir energía, el consumo, la sostenibilidad, los mercados y las empresas.

El Futuro de la Energía se redefine, pero ¿seremos testigos de innovaciones incrementales que transformen gradual e inadvertidamente el panorama energético o de innovaciones disruptivas que ‘pateen el tablero’?

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*Esp. Lic. Jorge Bernardi
B&AC Consultora 1

1 jorge.brn@gmail.com

Dr. Ing. Raúl D. Bertero*

La Ley Bases (Ley N° 27.742), sancionada en 2024, incluye en su artículo 161 la creación de un Ente Único de Gas y Electricidad en Argentina. Este nuevo organismo tiene como objetivo centralizar y simplificar la regulación de los servicios de gas y electricidad, fusionando las funciones que antes estaban divididas entre la ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) y el ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad).

La regulación de gas y electricidad, que acompañó la privatización de ambos sectores en los años 90 en Argentina, se basó en gran parte en la regulación energética de la época en el Reino Unido.

Dicha regulación evolucionó en el Reino Unido a lo largo del tiempo y sería oportuno para los reguladores argentinos analizar la experiencia del ente regulador británico, el Ofgem (“Office of Gas and Electricity Markets”), ente único de gas y electricidad en funcionamiento desde hace varias décadas y la nueva regulación del sistema energético desarrollada por el Reino Unido.

En este trabajo se presentan alguno de los aspectos destacados de la organización y la regulación del Ofgem que podrían ser especialmente analizados en relación con la creación y funcionamiento del nuevo organismo regulador de Argentina.
A los efectos de tener en cuenta las diferencias y similitudes físicas entre ambos sistemas, se describen brevemente en primer lugar algunos datos característicos de los sistemas de gas y electricidad de Gran Bretaña y Argentina.

Similitudes y diferencias de ambos países

La población de Argentina (46.5 millones de habitantes) es aproximadamente el 70% de la de Gran Bretaña (67 millones). Una diferencia fundamental entre ambos países consiste en la superficie territorial. Argentina con 2.8 millones de km2 es 12 veces más grande que GB (0.23 millones de km2). Esto implica una diferencia sustancial en la longitud de las redes troncales de gas y electricidad, el costo de transporte y la diversidad y espacio de recursos naturales disponibles, especialmente en gas natural, energía eólica y energía solar.
A continuación, se describen brevemente las similitudes y diferencia de los sistemas de gas y electricidad de Argentina y de Gran Bretaña.

Electricidad

En las Fig. 1 y Fig. 2, se muestran las matrices de electricidad de ambos países. Mientras que Gran Bretaña, con una demanda de electricidad anual decreciente, tuvo en el 4° trimestre del 2022 una demanda interna de 77.3 TWh, la demanda interna de Argentina en el 2° trimestre de 2024 fue de 35.1 TWh, es decir aproximadamente el 45% de la demanda de Gran Bretaña.

También la cantidad de usuarios de electricidad conectados a la red en ambos países siguen aproximadamente esa proporción: existen alrededor de 30 millones de usuarios en Gran Bretaña y unos 15 millones en Argentina (de los cuales 5.8 millones, casi el 40% del total están concentrados en Buenos Aires y alrededores como clientes de las dos distribuidoras eléctricas con regulación nacional, Edenor y Edesur).
En el resto del país existen más de 20 distribuidoras provinciales y del orden de 100 cooperativas eléctricas, todas ellas bajo regulación provincial.

En cuanto a la participación por fuente en la generación eléctrica, la proporción de gas natural, energías renovables (hidro, eólica y solar) y energía nuclear es similar en ambos países (del orden del 40%, 38% y el 10% respectivamente). Sin embargo, es muy distinta la distribución de las energías renovables.

Mientras que en Gran Bretaña la energía eólica y solar representan el 36% de la oferta, en Argentina solo cubren el 14% siendo el restante 22% energía hidráulica.
Esto demostraría que la Argentina está subutilizando sus enormes recursos de bajo costo en energía solar y eólica debido a la falta de transporte eléctrico y al todavía elevado costo de capital.

También se notan diferencias sustanciales en la forma de cubrir la estacionalidad. Mientras que en Gran Bretaña la demanda de electricidad tiene una marcada estacionalidad que es absorbida por la energía eólica y solar, en Argentina la estacionalidad se refleja en la demanda de gas natural y se cubre mediante la sustitución del gas natural, consumido por los residenciales en el invierno, por gas oil y fuel oil.

Gas natural

La demanda interna de gas natural en 2022 de Gran Bretaña y Argentina fue de 197 MMm3/d y 128 MMm3/d respectivamente (la demanda argentina fue el 65% de la de Gran Bretaña). En ambos países, 1/3 del gas natural se utiliza para generar electricidad (Fig. 3).
Las demandas de usuarios residenciales e industriales (uso energético incluido) representaron el 32% y el 20% de la demanda en Gran Bretaña, mientras que el 24% y el 32% de la demanda en Argentina corresponde a la demanda residencial e industrial respectivamente.

Respecto del número de usuarios, mientras que Gran Bretaña tiene 24.3 millones de usuarios conectados a la red de gas natural (aproximadamente el 80% de los usuarios de electricidad), en Argentina la cantidad de usuarios conectados a la red de gas natural es de 9 millones de usuarios (el 60 % de los usuarios conectados a la red eléctrica, ya que una importante cantidad de usuarios utilizan GLP).

En cuanto a la producción de gas natural, mientras que la producción de Gran Bretaña (fundamentalmente off-shore en el Mar del Norte) ha venido declinando en los últimos años siendo de unos 90 MMm3/d en el 2023, la producción de Argentina se encuentra en franco crecimiento como consecuencia del excepcional yacimiento de shale-gas de Vaca Muerta, habiendo alcanzado los 120 MMm3/d en el 2023. Como consecuencia de la evolución reciente (incluyendo la invasión de Ucrania por Rusia), Gran Bretaña depende fuertemente de las importaciones de GNL (70 MMm3/d en el año 2022) para su abastecimiento de gas natural. Por su parte, Argentina espera convertirse en un exportador significativo de gas natural a los países vecinos y de GNL al mercado internacional en los próximos años.

Organización y recursos del ente regulador

Uno de los riesgos de la creación de un Ente Único de gas y electricidad es crear la nueva estructura simplemente como yuxtaposición de las dos organizaciones existentes unificando solamente las áreas de legales, administración e informática.
Esa forma de organización no aprovecha las ventajas de la interacción de los conocimientos y la problemática de ambos sistemas fuertemente relacionados en cualquier sistema y, especialmente, en el sistema argentino donde ante la falta de almacenamientos de gas natural, la demanda residencial de invierno se resuelve mediante el cambio de combustible de las centrales térmicas de gas natural a gas oil y fuel oil como se muestra en la Fig. 4.

De acuerdo con el organigrama del ENARGAS¹ (Fig. 5), el organismo tiene 13 gerencias dependientes del interventor (General, Secretaría del Directorio, Transmisión, Despacho de gas, Distribución y GNC, Protección del Usuario, Regional Delegaciones, Innovación Tecnológica, Administración, Desempeño y Economía, Recursos Humanos y Relaciones Institucionales, TIC) más la Unidad de Auditoría Interna, 726 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 64.8 MMUSD ².

Por su parte, el ENRE (Fig. 6) tiene 6 áreas dependiente del Interventor (Análisis Regulatorio y Estudios Especiales, Aplicación de Normas Regulatorias, Atención integral de Usuarios, Seguridad Pública y Medio Ambiente, TIC,
Seguimiento de Gestión) más la Secretaría del Directorio, la Asesoría Jurídica y la Unidad de Auditoría Interna, 397 empleados y un presupuesto ejecutado en el año 2023 de 16.5 MMUSD ³ .

La organización de Ofgem es completamente distinta (Fig. 7). A diferencia de la organización tradicional del ENRE y el ENARGAS en la Argentina, que dependen fuertemente del Interventor (actualmente) o del Directorio (con los entes normalizados), el organismo regulador de Gran Bretaña descansa en el “board” de Ofgem para la dirección estratégica y la supervisión general de la organización.
Esta junta tiene el mandato de asegurar que Ofgem cumpla con su función reguladora de manera independiente y eficaz.

A diferencia de los Directorios del ENARGAS y el ENRE (todos ellos miembros “ejecutivos” según la definición del regulador británico), el “board” de Ofgem cuenta con miembros “ejecutivos” y “no-ejecutivos” que difieren en sus roles, responsabilidades y funciones de gobernanza dentro de la organización. Las principales diferencias son las siguientes:

• Operativo vs. Gobernanza: los miembros “ejecutivos” participan en la gestión de la organización y la toma de decisiones, mientras que los miembros “no ejecutivos” se centran en la gobernanza y la supervisión.
• Responsabilidad: Los “ejecutivos” son responsables de las operaciones diarias y del cumplimiento de los objetivos de Ofgem, mientras que los “no ejecutivos” exigen que los ejecutivos rindan cuentas y garantizan que la organización se gestione adecuadamente.
• Independencia: Se espera que los miembros “no ejecutivos” sean independientes del equipo “ejecutivo” y aporten una perspectiva objetiva y externa a la toma de decisiones.
• Ejemplos: Los miembros “ejecutivos” son el presidente, los directores y otros gerentes con responsabilidad por la operación de la organización. Los directores “no ejecutivos” pueden provenir de varios sectores externos al ente regulador (abogados, empresarios, expertos en energía, académicos, finanzas, derechos de los usuarios o en políticas públicas).

Es decir, que existe un control estratégico de los Entes Reguladores por un “board” de figuras destacadas del sector energético, intentando mitigar los riesgos de la “captura del regulador” por parte de las empresas reguladas.

El Ofgem cuenta con 1340 empleados (la suma de Enargas y Enre es de 726 +397 = 1123 empleados). Los gastos administrativos sin contar los programas especiales alcanzan los 160 MMUSD ⁴(la suma del Enargas y Enre es de 64.8 + 16.5 = 81.3 MMUSD).

Otra característica esencial del Ofgem es que las distintas direcciones del organismo no se dividen por sectores de gas y electricidad sino que trabajan ambos sectores en forma conjunta, como por ejemplo la Dirección de Mercados de Gas y Electricidad, la Dirección de Regulación de Redes de Gas y Electricidad, la Dirección de Energía Sostenible y Descarbonización, la Dirección de Política y Estrategia, la Dirección de protección al consumidor, la Dirección de evaluación económica y tarifas y la Dirección de Asuntos Legales, etc.

Teniendo en cuenta que en la Argentina los reguladores de gas y electricidad han funcionado con poca o nula interacción, la experiencia en el tratamiento conjunto de ambas regulaciones del Ofgem resultaría de suma importancia para el diseño y la implementación del Ente Único en Argentina.

El objetivo principal de la unificación de los entes no es, o no debería ser, la reducción de costos sino ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados que han sido históricamente disgregados, el desarrollo de regulaciones que incentiven la inversión privada optimizada en ambos sistemas y la búsqueda de soluciones conjuntas para la mejora del medio ambiente, la transición energética y la accesibilidad de toda la población a un abastecimiento energético seguro y confiable.

Circuito de resoluciones y audiencias. Reemplazo de la audiencia pública por un sistema de consultas

En Gran Bretaña, el Ofgem ha hecho un cambio importante en la manera en que se lleva a cabo la consulta y participación pública en sus decisiones regulatorias.
La audiencia pública tradicional ha sido reemplazada en gran medida por un sistema de consultas escritas. Este cambio responde a la necesidad de hacer el proceso más accesible, transparente y eficiente en un contexto moderno de gobernanza.

El cambio de Ofgem hacia un sistema de consultas escritas en lugar de audiencias públicas refleja una modernización de los procesos regulatorios, adaptándose a las demandas de eficiencia, inclusión y flexibilidad del mundo actual. Aunque esta metodología tiene ventajas claras, como un acceso más amplio y un proceso más eficiente, también requiere que Ofgem asegure que los mecanismos de participación sean accesibles para todos los interesados y que se mantenga la calidad de la interacción y el debate sobre temas clave.

También en este aspecto, la experiencia del Ofgem puede ser muy valiosa para la nueva regulación del Ente Único en Argentina. Un análisis del funcionamiento del sistema de consultas en Gran Bretaña, incluyendo algunos ejemplos. La evaluación de las ventajas y desventajas detectadas en la aplicación del sistema serían de gran utilidad para el rediseño del sistema de audiencias públicas del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades.

En muchos casos, las audiencias públicas fueron calificadas como una mera formalidad, dado el carácter discursivo de muchas intervenciones dirigidas a su propia audiencia, sin aportar datos concretos significativos que pudieran ser tomados por los Entes para la revisión de las propuestas técnicas presentadas. En la opinión de no pocos actores del sistema, un sistema de consultas y propuestas escritas, las discusiones subsiguientes y la explicación detallada de las resoluciones, podría ser una mejora significativa sobre el sistema de audiencias públicas actual. La forma de instrumentación del sistema de audiencias públicas, con una gran cantidad de presentaciones cortas (en muchos casos con más contenido político que técnico), dificultó también la participación y discusión por parte de expertos independientes y académicos en los temas presentados.

El aporte de la experiencia del Ofgem en el reemplazo de las audiencias públicas por un sistema de consultas, podría evitar estos u otros tipos de errores o desnaturalizaciones para la instrumentación de un sistema más eficaz de participación y observación y control ciudadana de las decisiones del nuevo ente regulador.

Innovación: medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica

Mientras que en Argentina la instalación de medidores inteligentes prácticamente aún no ha comenzado, Gran Bretaña, a partir de un programa diseñado en el año 2011, lleva instalado a fines del 2023 unos 28 millones de medidores inteligentes en viviendas y pequeños comercios (aproximadamente el 85% del total de usuarios). El estudio de la experiencia de Gran Bretaña en los planes de instalación, financiamiento y tecnología de medidores inteligentes puede ser de gran relevancia para su implementación en Argentina.

Mientras que la presencia significativa de la generación distribuida y la movilidad eléctrica tampoco se ha iniciado en Argentina, su planificación y desarrollo en Europa y en Gran Bretaña se encuentra actualmente en un estado relativamente avanzado. En la Fig. 8 se muestra esquemáticamente el rol de los mercados con flexibilidad distribuida de acuerdo con información del Ofgem. El aumento de la disponibilidad de energía eólica y solar no despachada y el enorme incremento de la demanda de electricidad por su uso en automóviles y calefacción en Gran Bretaña cambiarán drásticamente las características del despacho eléctrico. La flexibilidad es esencial en el futuro para contar con un sistema eléctrico de bajo costo, para lo cual se requiere desarrollar la infraestructura que permita mantener el sistema seguro y resiliente.

La consideración del camino recorrido por Gran Bretaña en estos temas permitiría anticipar un desarrollo armónico y previsible de los grandes cambios que ocurrirán en el sistema eléctrico argentino en los próximos años.

Aplicación del sistema tarifario de transporte “Entry-exit” de Gran Bretaña a la red natural troncal de la Argentina

Luego de 25 años de cambios físicos en el abastecimiento de gas natural en Argentina (introducción del GNL, desaparición de las importaciones de Bolivia y disminución al mínimo de la producción en la cuenca Norte, irrupción del gas de Vaca Muerta llevando a la cuenca neuquina a concentrar el 80% de la producción de gas natural del país), el sistema regulatorio y tarifario de transporte en Argentina ha quedado completamente desactualizado.

Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte.

En los sistemas por zonas, la tarifa de transporte se basa en la relación media existente entre volúmenes de capacidad de transporte y distancia (m3/km), es decir la tarifa se determina por tramo en base a la distancia entre punto de entrada y punto de salida del gas. En un sistema de entrada-salida, por su parte, se requiere un mecanismo de asignación de costos a una localización específica, por ejemplo un punto de salida del gasoducto, sin conocer de antemano desde que punto de entrada fluye el gas a ese punto de salida.

La llamada tarifa postal (es decir tarifa única para todo el sistema) es un caso extremo de sistema de entrada-salida con zona única como punto de entrada y de salida.
De esa manera, los usuarios que transportan gas a grandes distancias se ven relativamente favorecidos en los sistemas postales en relación con los sistemas con tarifas por distancias.

Las tarifas entrada-salida tienden a tener un impacto intermedio en relación con la distancia entre la tarifa postal y la tarifa por distancia. La experiencia británica en esta modalidad tarifaria puede ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.

Aplicación en argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output)

En la década del 90, se produjo la privatización y desregulación del sistema argentino de gas y electricidad siguiendo la regulación británica ocurrida pocos años antes. En particular, Argentina adoptó el sistema por incentivos “RPI-X” o “Price cap” introducido por Gran Bretaña en 1990.

El desarrollo posterior en el sistema británico conocido como RIIO, considerado actualmente el sistema regulatorio basado en el desempeño más desarrollado en el mundo, fue introducido en Gran Bretaña en 2013. Por el contrario, en Argentina una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original y que todavía actualmente constituyen un sistema desadaptado y relativamente incoherente.

Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos.

Como se muestra en la Fig. 9, el nombre RIIO proviene de las siglas en inglés (Revenue, Incentives, Innovation y Outputs – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados).
Conceptualmente significa que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.

Régimen de incentivos para la inversión privada en los sistemas de gas y electricidad

Como se muestra en la Fig. 10, Gran Bretaña prevé un enorme crecimiento de su infraestructura eléctrica en los próximos años. Para el 2035, dentro de solo 10 años, prevé incrementos del 400% en la generación eólica y solar, 600% de incremento en conexiones al sistema y en la capacidad de almacenamiento eléctrico, 600% de aumento en la red de trasmisión y distribución eléctrica. Para ello, Gran Bretaña está estudiando un marco regulatorio de “Inversión Estratégica Acelerada en Transmisión” por valor de más de 25,000 MMUSD en redes troncales y de 30,000 MMUSD en redes de distribución, con un impacto significativo en las tarifas asociadas.

Por su parte, Argentina también requiere significativas inversiones en su red de transporte troncal de electricidad para la introducción de energías renovables y la eliminación de cuellos de botella en el gran Buenos Aires. Las mayores distancias en el sistema argentino significan una dificultad y un costo adicional. También las redes de distribución de electricidad deberán recibir inversiones significativas en el corto plazo para evitar los cortes del servicio, especialmente durante el verano.

La experiencia de Gran Bretaña para la planificación de estas inversiones, su optimización y formas de financiamiento por parte de la inversión privada podrían contribuir a resolver esta problemática en la Argentina.

Ofgem y la influencia de la agenda del “Net zero” de emisiones

La organización del Ofgem está diseñada para garantizar que la regulación de los mercados de energía en Gran Bretaña se lleve a cabo de manera efectiva, transparente y en beneficio de los consumidores, y al mismo tiempo y en forma prioritaria, para apoyar la transición hacia un sistema energético de bajas emisiones de carbono.

En la Fig. 11 se muestra el compromiso del Reino Unido para alcanzar “net zero” en el 2050. Este compromiso incluye la decisión estratégica de utilizar hidrógeno para la calefacción residencial (2026), la instalación de 600,000 bombas de calor por año (2028), la prohibición de la venta de nuevos autos a combustibles fósiles (2030), la incorporación de 55 GW de energía eólica off-shore (2030), la producción de 10 GW de hidrógeno de bajas emisiones (2030), la prohibición de calderas a gas (2035) y la instalación de 70 GW de energía solar (2035). Con estas y otras medidas, se espera alcanzar la meta “net zero” en el Reino Unido en el 2050.

Si bien Argentina no se ha propuesto metas tan ambiciosas, la preparación de una normativa asociada a la transición energética será un requerimiento que Argentina deberá cumplir en el futuro para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado y reafirmado recientemente el gobierno actual.

También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo.

Recientemente el gobierno británico ha establecido regulaciones adicionales e incentivos financieros para la producción y utilización del hidrógeno, así como para la construcción de nuevas plantas de digestión anaeróbicas destinadas a la incorporación de biometano a la red de gas natural. El Ofgem, a su vez, ha desarrollado regulaciones para facilitar la incorporación del “gas verde” y el hidrógeno a la red de gas natural.
En Argentina, actualmente el ENARGAS está incentivando la introducción del biometano en la red de gas natural considerando especialmente el potencial agropecuario para la generación de biogás de la Argentina, y su posterior conversión a biometano.
El análisis de la experiencia británica y europea ayudaría a acortar los tiempos de implementación por parte del nuevo Ente Regulador de las medidas necesarias para el desarrollo de estas actividades.

Conclusiones y recomendaciones

La regulación argentina de gas y electricidad tiene sus orígenes en la regulación británica de los años 90. Una consecuencia de la profunda crisis económica del 2001 fue el apartamiento del sistema regulatorio vigente en gas y electricidad que fue reemplazado por un conjunto de resoluciones y decretos que desnaturalizaron el sistema original.

La Ley Bases y otras complementarias del nuevo gobierno argentino constituyen una oportunidad para modernizar el sistema argentino de gas y electricidad. De lo analizado en este informe se desprende que existen varios aspectos donde la experiencia de Ofgem en las reformas regulatorias producidas en Gran Bretaña en la segunda década del siglo XXI serían de gran utilidad para la Argentina. En este sentido, se recomienda analizar especialmente al menos, los siguientes aspectos:

• Organización del nuevo Ente Único de gas y electricidad en Argentina. La ley Bases en su artículo 161, establece la creación de un Ente Único de gas y electricidad, tal cual tiene Gran Bretaña desde hace muchísimos años. La tendencia a formar el nuevo Ente simplemente como una yustaposción de los anteriores debe ser evitada dada la necesidad de ampliar el conocimiento integral en los funcionarios y el personal de dos sectores fuertemente interrelacionados y que han sido históricamente disgregados. Una mirada a la gobernanza del Ofgem puede ayudar a una mejor conformación, organización y control del nuevo ente regulador en Argentina.
• Reemplazo de la Audiencia Pública por un sistema de Consultas. Como también ha ocurrido en otros países, el sistema de Audiencias Públicas en del sistema energético que en Argentina ha demostrado no pocos problemas y debilidades. Hace ya varios años que el Ofgem ha reemplazado las audiencias públicas por un sistema de consultas.
  Este sistema podría ser adaptado por el nuevo Ente Único a la Argentina, para alcanzar un sistema más eficaz de participación y observación ciudadana de las decisiones regulatorias.
• Innovación: Medidores inteligentes, generación distribuida y movilidad eléctrica. Mientras que en Argentina la incorporación de medidores inteligentes, la generación distribuida y la movilidad eléctrica se encuentran prácticamente en un estado embrionario, Gran Bretaña ha realizado avances notables en la última década.
  La experiencia de Gran Bretaña y otros países europeos en los planes de instalación, financiamiento y tecnología puede ser de gran relevancia para la implementación de estos avances en Argentina.
• Aplicación del sistema tarifario de transporte “entry-exit” de Gran Bretaña a la red de gas natural troncal de la Argentina. Recientemente el ENARGAS ha mencionado la intensión de reemplazar el sistema tarifario de transporte de gas actual en Argentina, basado en tarifas por zonas (es decir, por distancias), por el sistema “entry-exit” utilizado en Gran Bretaña desde hace ya varios años. Ambos sistemas tienen como función la asignación de los costos de transporte.
  La experiencia británica en esta modalidad tarifaria pude ser de gran ayuda en el proceso de modelización de distintas alternativas adaptadas a las particularidades y diferencias en el sistema argentino, en la aplicación del sistema con tarifas diferenciadas para los mercados internos y de exportación, en la incorporación del factor de carga, y en la comprensión y simplificación de algunas propuestas de aplicación del sistema de entrada-salida presentadas para su aplicación en Argentina.
• Posible aplicación en Argentina de la actual regulación británica, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Output). Ante la necesidad de modernizar significativamente la regulación, una opción que Argentina podría evaluar es la modernización del sistema regulatorio en base al RIIO, cuyo propósito es recompensar utilidades a partir del cumplimiento de objetivos. Por sus siglas en inglés (RIIO – Ingresos, Incentivos, Innovación y Resultados) significa conceptualmente que los ingresos de las empresas reguladas provienen de: a) incentivos para que la empresa presente planes de negocios ambiciosos para la mejora de su eficiencia y sus servicios, b) financiamiento para la innovación, planes piloto y ensayos de nuevas tecnologías y c) la recuperación de sus costos operativos y remuneración de su base tarifaria como ocurre actualmente en la regulación tradicional.
• Admisión de Argentina a la OCDE y Transición Energética. El Reino Unido tiene un ambicioso programa para alcanzar el “net-zero” en el 2050.
  El nuevo Ente Único deberá preparar la normativa asociada a la transición energética, lo cual será un requerimiento que Argentina deberá cumplir para su admisión a la OCDE, tal cual ha solicitado recientemente el gobierno actual. También el conocimiento y la adaptación a la regulación británica y europea es especialmente necesaria en Argentina para la producción y exportación de productos de hidrógeno verde, ya que Argentina es considerada un actor significativo en el futuro mercado global de productos de hidrógeno y combustibles sintéticos, particularmente para el mercado europeo. El desarrollo del biometano y su incorporación a la red de gas natural estará también entre las regulaciones que deberá implementar el nuevo ente regulador de Argentina.

(*) Vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la UBA / Presidente del Ceare – UBA

Nota: Las opiniones vertidas en este trabajo solo responden al autor y no necesariamente reflejan las del Ofgem, las autoridades nacionales o los editores.

1. Informe anual 2023 del ENARGAS ︎
2. Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual 2023 del ENARGAS y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
3. Calculado en base a los datos en pesos de la ejecución presupuestaria 2023 del Informe Anual del ENRE y el dólar oficial del Banco Central promedio anual del año 2023 (293 $/USD). ︎
4. Tanto los datos de personal como los gastos administrativos fueron obtenidos de “Ofgem – Annual Report and Accounts 2022-23” considerando 1.26 USD/libra esterlina. ︎

La transición energética redefine el futuro global como una nueva revolución industrial, impulsada por la necesidad de reducir emisiones de GEI. Este proceso, complejo y desigual, combina avances tecnológicos, políticas públicas y cooperación internacional para transformar el sistema energético

Impulsada por la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), la transición energética se ha convertido en la actualidad en uno de los mayores desafíos globales.

En los últimos años, el sector energético, responsable de una gran parte de las emisiones de GEI, se encuentra en plena transformación de la mano de una vibrante nueva revolución industrial en ciernes.

Esta transformación implica una disminución en el uso de combustibles fósiles, como el carbón, petróleo y gas, y la adopción creciente de energías bajas en emisiones como la solar y la eólica principalmente y, en menor medida, geotérmica, hidroeléctrica y nuclear. Sin embargo, la dinámica, trayectoria y velocidad de dicha transición no son ni fácilmente predecibles ni aun menos lineales. A continuación, se ofrecen algunos datos y reflexiones al respecto con el fin de profundizar el análisis.

En los escenarios del trabajo de Raimi et al. (2024), en el cual se analizan los resultados de las proyecciones a largo plazo sobre el sistema energético mundial que realizan múltiples organizaciones, la demanda actual de combustibles fósiles se estima en alrededor de 500 QBtu y, para el año 2050, en un rango variable entre 100 y 600 QBtu, lo que muestra las dificultades e incertidumbres subyacentes.

En la mayoría de los escenarios la demanda de combustibles fósiles alcanza su pico entre el año 2030 y 2040, aún en los realizados por compañías petroleras internacionales. Los escenarios de mayor ambición, donde la demanda de combustibles fósiles llega a 100 QBtu se desarrollan con premisas tecnológicas y geopolíticas bastante restrictivas y de incierta realización.

Aunque se hable de combustibles fósiles en su conjunto, cada uno está en un camino diferente hacia la disminución de su uso. El carbón, usado principalmente en la generación de energía eléctrica en China e India (70% de la demanda mundial), será el primer combustible para sustituir por las energías renovables. El petróleo, usado principalmente como combustible de transporte, enfrentará una reducción por la incorporación de vehículos eléctricos y políticas de eficiencia.

Por último, los análisis indican que el gas natural será el combustible fósil que más tardará en ser reemplazado, por ser el que menos emisiones genera de entre los fósiles y por su flexibilidad de su uso.

Las reducciones en el consumo de hidrocarburos mencionadas en los diferentes escenarios requieren de un crecimiento global sustancial de la demanda de electricidad de origen renovable. A nivel mundial se acordó triplicar la capacidad de generación renovable al año 2030, lo que implicaría una incorporación promedio de 800 GW anuales para llegar a los 11.000 GW de potencia renovable. En todos los escenarios las energías renovables crecen de manera muy marcada.

Las energías renovables han experimentado una notable reducción en sus costos, lo que ha favorecido su integración en las matrices eléctricas de muchos países. No obstante, los dos principales retos que afrontan siguen siendo, en primer lugar, la intermitencia de estas fuentes, que dificulta su capacidad para garantizar un suministro energético estable y, por otro lado, que no sean despachables.

Para hacer frente a estos desafíos, el desarrollo de sistemas avanzados de almacenamiento -como las baterías- y de gestión de la demanda, serán esenciales en los próximos años.
La factibilidad técnica y la baja de costos serán los principales determinantes de la velocidad de la electrificación -a través de energías bajas en emisiones-, con la consecuente disminución en la importancia de los hidrocarburos.

El cambio estructural en las economías también juega un papel clave en esta transición. En general, a medida que los países se desarrollaban los sectores menos intensivos en energía, como los servicios, se vuelven más relevantes. Por ello, en esos países la intensidad energética, es decir, la demanda energética por unidad de producto tendía a disminuir.

Sin embargo, el avance de la digitalización y de la Inteligencia Artificial Generativa (IAG) está comenzando a cambiar las tendencias decrecientes de la demanda de energía, principalmente en los países desarrollados.

Morgan Stanley Research predice que la demanda de energía de la Inteligencia Artificial Generativa aumentará un 70% anualmente y la Agencia Internacional de Energía (IEA) estima que la demanda de energía de los centros de datos podría alcanzar entre 620 y 1050 TWh para 2026. Se descuenta que la mayor parte de este incremento en la demanda provendrá de tecnologías bajas en emisiones.

Sin embargo, mejoras en la eficiencia de la IAG y nuevos microprocesadores, podrían reducir el impacto de esta nueva demanda. Es importante señalar que la transición energética no es una receta única ni se desarrolla de manera uniforme en todo el mundo, depende fuertemente de las condiciones iniciales de cada país y región, y de su disponibilidad de recursos.

Por ello, se habla de transiciones energéticas en plural, con mayor énfasis luego del G20 de 2018 celebrado en Argentina.
Los países desarrollados tienen una mayor capacidad para adoptar energías limpias, gracias a su infraestructura y acceso a tecnologías avanzadas, entre otros, por su abundante acceso al financiamiento y bajo costo de capital.

En cambio, muchas economías en desarrollo, a pesar de tener un gran potencial para las energías renovables, siguen dependiendo en gran medida de los combustibles fósiles debido a la falta de recursos para invertir en infraestructuras verdes. Por otro lado, mientras que los países desarrollados tienen altos ratios de energía per cápita, la cantidad de energía de fuentes fósiles que deben reemplazar es mucho mayor en términos absolutos que los países menos desarrollados.

Debido al desarrollo de nuevas fuentes energéticas y formas de consumir la energía, se estima que el crecimiento energético de los países en desarrollo no será lineal como en el pasado, sino que estará basado en una mejora en la eficiencia y aprovechamiento de esas fuentes, lo que redundará en menos demanda global agregada. Aun así, se espera que el crecimiento de la demanda energética mundial se centre en dichos países, por tener una fuerte demanda insatisfecha y por un aumento de la población y las condiciones de vida a largo plazo.

Se espera que la demanda de combustibles fósiles disminuya, pero siga teniendo relevancia a largo plazo. La permanencia de dicha demanda dependerá fuertemente de la dotación de recursos naturales de cada país, de su acceso a financiamiento y las proyecciones del precio de los energéticos a nivel internacional. Para garantizar que las emisiones de GEI se mantengan dentro de valores aceptados por la comunidad internacional, se deberán desarrollar tecnologías de captura y almacenamiento de carbono.

La adopción de tecnologías de bajas emisiones, tanto en oferta como demanda, son el producto de “políticas industriales verdes” por parte de los principales países o bloques de países del mundo. Para cumplimentar los compromisos asumidos de cara a la lucha contra el cambio climático, los gobiernos se han involucrado cada vez más en políticas industriales direccionadas a una variedad de problemas: la transición verde, la resiliencia de las cadenas de suministro, el desafío de los buenos empleos y la competencia geopolítica.

En los Estados Unidos, se destaca la Ley de Reducción de Inflación (IRA) que, a través de beneficios fiscales, créditos impositivos y otros tipos de incentivos industriales busca abordar la crisis climática y estimular la economía mediante la promoción de tecnologías limpias. Se proyecta que la energía eólica y solar podrían representar hasta el 59% de la generación eléctrica para 2050 en el escenario de alta adopción del IRA.

Además, también se proyecta un aumento en la producción de gas natural, debido a la demanda global y una aceleración en la adopción de vehículos eléctricos, principalmente a partir de 2030.

La Unión Europea se comprometió, a través del Pacto Verde Europeo a ser climáticamente neutra para 2050, reduciendo las emisiones netas de gases de efecto invernadero en al menos un 55% para 2030 en comparación con los niveles de 1990 (Objetivo 55). La principal preocupación de la Unión Europea es mantenerse en la carrera tecnológica y de productividad en relación con China y los Estados Unidos, y al mismo tiempo, mantenerse a la vanguardia en tecnologías de la transición, logrando seguridad energética y reduciendo la dependencia de terceros países.

China, principal consumidor de energía y emisor de GEI a escala mundial, también presenta políticas activas para acelerar su transición energética y consolidar su posición como potencia industrial. Para ello, en 2015 presentó su plan de desarrollo industrial “Made in China 2025” y en 2024 su “Libro Blanco de Transición Energética”, donde establece una hoja de ruta para alcanzar el pico de combustibles fósiles en 2030 y la neutralidad de carbono en 2060 a través de un despliegue masivo en tecnologías bajas en carbono, el desarrollo de vehículos eléctricos, almacenamiento energético y tecnologías de hidrógeno y políticas específicas para la mejora de la eficiencia energética y la reducción de la contaminación de origen industrial.

En resumen, la transición energética es un proceso complejo que requiere no solo de avances tecnológicos y reducciones de costos, sino también de políticas públicas ambiciosas que fomenten la inversión en energías limpias. Debe destacarse que las políticas industriales verdes implementadas por USA, Europa y China, tuvieron en su origen un objetivo climático de reducción de emisiones, pero hoy en día tomaron una dinámica propia más vinculada a una competencia por la superioridad tecnológica y la adopción de estándares en el mercado internacional.

En este contexto, la cooperación internacional será fundamental para garantizar que la transición energética sea equitativa y global, sin abruptas disrupciones en los mercados de hidrocarburos (aun importantes para la estabilidad económica global).

Al mismo tiempo, esa cooperación debería establecer las reglas que faciliten que los frutos de esa nueva “revolución industrial energética” derrame en los países en desarrollo mediante el impulso de soluciones financieras, tecnológicas y comerciales, que permitan que el sur global pueda acelerar también su transición energética sin alterar el bienestar económico de su población.

*Presidente de Energeia