SECTOR ENERGÉTICO - III TRIMESTRE 2013



1. Producción de hidrocarburos

En el trimestre julio-septiembre 2013 se registró una producción de petróleo de 89.534 m3/día y una producción de gas natural de 115.035 m3/día.

Los datos del tercer trimestre del año 2013 confirman que la producción de gas natural continúa cayendo fuertemente en términos interanuales con una tasa del 5,2%, mientras que la producción de petróleo continúa cayendo pero a un ritmo menor registrando una merma del 1,5% comparando con la producción registrada en el tercer trimestre del año pasado.

El aumento en la producción de petróleo (+3,9%) y de gas natural (+2,0%) obtenido por YPF está siendo insuficiente para revertir la caída de la industria en su conjunto. YPF tiene una participación de la producción del 37% en petróleo y del 25% en gas natural.

En el periodo 2009 – 2012 YPF perforó un promedio de 33 pozos de explotación por mes mientras que el resto de la industria perforó en promedio 52 pozos de explotación por mes. En los primeros nueves meses del corriente año YPF aumentó la cantidad de pozos de explotación en un 45% con una marca de 48 pozos terminados por mes mientras que el resto de la industria disminuyó la actividad en un 25% registrando solamente la terminación de 39 pozos por mes según los datos publicados por la secretaría de energía.

En cuanto a la perforación de pozos de avanzada y exploración en el año 2013 YPF perforó en promedio 3 pozos por mes y el resto de las empresas perforaron un promedio de 8 pozos por mes manteniéndose en ambos casos los bajísimos niveles de perforación registrados en el período 2009-2012.

Las inversiones de la industria continúan siendo insuficientes para revertir la caída en la producción y están concentradas en la explotación de los hidrocarburos en detrimento de la exploración y la incorporación de nuevas reservas.

Cuadro 15. Promedio mensual de pozos perforados

2009-2013

Año

YPF Explotación

YPF Exploración y Avanzada

Resto Empresas Explotación

Resto Empresas Exploración y Avanzada

2009

21

10

58

8

2010

42

5

54

6

2011

37

3

49

8

2012

32

5

47

10

2013

48

3

39

8

 

Fuente: Elaboración GERES en base a Secretaria de Energía

 

2. Refinación de petróleo

En el tercer trimestre del 2013 se procesaron en las refinerías argentinas 86.300 m3/día de petróleo crudo con una caída del 2,1% en comparación con igual período del año anterior.

Con una capacidad disponible de aprox. 104.000 m3/día actualmente el sector está operando con una capacidad ociosa del 17%.

El 99% del crudo procesado proviene de yacimientos locales y solamente el 1% es importado de Bolivia para ser procesado en la refinería de Campo Duran, provincia de Salta.

Por otra parte la Argentina continúa exportando petróleo crudo con un registro de 4.155 m3/día en el tercer trimestre del año.

El país opera con capacidad ociosa de refinación al mismo tiempo que exporta petróleo crudo e importa productos de mayor valor agregado como gas oil y naftas automotor.

Una mayor utilización de la capacidad de refinación, procesando petróleo crudo “liviano” importado y petróleo crudo “pesado” que se exporta, permitiría reducir los volúmenes de importación de fuel oil, gas oil y naftas automotor.

Actualmente la causa principal que provoca la situación descripta es la existencia de exenciones impositivas para la importación de gas oil y naftas automotor que hacen que sea más conveniente para las petroleras importar productos terminados en lugar de aumentar la corrida de refinación mediante el procesamiento de crudos locales que se exportan y crudos importados.

La existencia de un marco normativo que favorece la importación de productos terminados en desmedro de la producción local agrava aún más el déficit energético dado que el país importa productos de alto valor agregado y exporta petróleo crudo de bajo valor relativo.

En los últimos diez años no se construyó ninguna refinería de magnitud y las muy escasas inversiones registradas en el sector refinación se destinaron a la ampliación y mejoras de refinerías ya existentes.

 

Cuadro 16. Cantidad de petróleo procesado y capacidad de refinación en miles de m3/día

2003-2013

Concepto

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Crudo procesado

83,0

85,4

84,9

89,5

94,6

91,0

83,4

84,4

81,9

84,4

83,3

Capacidad refinación

98,6

99,0

99,7

99,0

100,8

100,8

101,1

101,7

103,2

104,0

104,0

Utilización capacidad

84%

86%

85%

90%

94%

90%

82%

83%

79%

81%

80%

 

Fuente: Elaboración GERES en base a Secretaría de Energía y BP.

 

3. Demanda de energía

La demanda de electricidad en el tercer trimestre del año 2013 fue de 352 GWH / día, aumentando un 5,1% con respecto al tercer trimestre del año anterior y un 3,6% con respecto al segundo trimestre del año 2013 considerando la serie desestacionalizada publicada por CAMMESA.

El consumo de gas natural (se excluye la demanda de centrales termoeléctricas) obtuvo un crecimiento interanual del 7,4% alcanzando los 101.812 millones m3/día en el período julio-septiembre 2013 en comparación con los 94.813 millones m3/día del tercer trimestre del año anterior.

Analizando el consumo por sectores podemos observar que en el sector residencial (52% de la demanda del período) el aumento de la demanda fue del 8,9% mientras que en el sector industrial (30% de la demanda) el consumo de gas natural aumentó un 6,5% con respecto a igual período del año anterior.

Es importante destacar que el sector industrial se encuentra sujeto a cortes de suministro durante el período invernal y que la variación del consumo de gas natural en ese período depende fundamentalmente de los cortes programados.

El sector comercial (5% participación) y el sector público (2% participación) registraron aumentos de demanda en términos interanuales del 6 y 7% respectivamente. El sector subdistribuidores (4% de participación) obtuvo un crecimiento de la demanda del 14%.

El único sector en el que decreció la demanda de gas natural fue en Gas Natural Comprimido Vehicular (representó en el período el 7% de la demanda) que tuvo un decrecimiento del 1,3%.

Los principales combustibles líquidos (naftas y gas oil) registraron una demanda de 59.627 m3/día en el tercer trimestre del corriente año. En términos interanuales la demanda aumentó un 5,2% y con respecto al segundo trimestre del año se evidencia un retroceso del 0,2%.

El repunte de la demanda en términos interanuales se explica fundamentalmente por la brusca caída registrada en el tercer trimestre del año 2012.

La demanda de naftas automotor continúa creciendo fuertemente con un volumen de 22.071 m3/día en el tercer trimestre del año obtiene un crecimiento del 9,4% en términos interanuales y del 4,1% con respecto al trimestre anterior. El aumento de la demanda de naftas se explica fundamentalmente por el aumento del parque automotor y por la mayor utilización de naftas en vehículos particulares desplazando el consumo de gas oil y GNC,

La demanda de gas oil (se excluye demanda generación electricidad) con un volumen de 37.555m3/día, tuvo un leve crecimiento del 2,8% en términos interanuales (que se explica por la baja base de comparación del tercer trimestre del año 2012 cuando había caído un 7,1%) y una caída del 2,5% con respecto al trimestre abril-junio 2013.

El consumo de gas oil se encuentra muy asociado al sector productivo fundamentalmente al transporte de mercaderías y al sector agrícola. La debilidad en la demanda de gas oil del tercer trimestre podría explicarse por cierta desaceleración de la actividad económica.

 

4. Comercio exterior

Según lo informado por el INDEC en el tercer trimestre del 2013 el sector energético tuvo un déficit comercial de US$2350 millones. En los primeros nueve meses del año el déficit acumulado es de US$ 5.597millones.

El déficit de US$ 2.350 millones registrado en el tercer trimestre triplica el déficit de US$ 800 millones que se había registrado en el tercer trimestre del año pasado.

Por otra parte el déficit acumulado en los primeros nueve meses del año 2013 (US$ 5.597 millones) duplica el déficit de los doce meses del año 2012 (US$ 2.383 millones).

Se estima un déficit energético de US$ 6.000 millones para el año 2.013 con importaciones en el orden de los US$ 11.500 millones y exportaciones de aproximadamente US$ 5.500 millones en base a los datos de comercio exterior publicados por el INDEC.

El déficit energético continúa aumentando fuertemente debido al aumento del consumo de hidrocarburos y a la disminución de la producción que provocan un fuerte aumento de las importaciones y una disminución de las exportaciones.


5. Subsidios al sector energético

Los subsidios al sector energético en el tercer trimestre del año 2.013 alcanzaron los 24.207 millones de pesos sumando un total de 60.087 millones de pesos para los primeros nueve meses del año.

De esta forma los subsidios acumulados en los primeros tres trimestres del año superan en un 71,5% a los subsidios registrados en el mismo período del año anterior.

CAMMESA y ENARSA concentraron en los primeros nueve meses del año el 83% de los subsidios a la energía.

La empresa CAMMESA acumuló subsidios por 28.257 millones de pesos y ENARSA acumuló subsidios por 21.945 millones de pesos en los primeros nueve meses del año.

Los subsidios al sector energético se aproximarán a los 90.000 millones de pesos en el año 2013. En el siguiente cuadro se observa la evolución de los subsidios al sector energético.

Cuadro 17. Subsidios Sector Energético 2007-2012 en miles de millones de $

2007-2012

 Subsidios

2007

2008

2009

2010

2011

2012

CAMMESA

4.428

8.472

8.538

13.492

23.876

24.558

ENARSA

680

2.766

2.740

5.490

10.505

19.209

OTROS

3.222

4.970

4.666

7.938

8.737

12.688

TOTAL

8330

16.208

15.944

26.920

43.118

56.455

 

Fuente: Elaboración GERES en base a ASAP

 

Los subsidios al sector históricamente se concentran principalmente en las empresas a ENARSA y CAMMESA que son utilizadas fundamentalmente para subsidiar la provisión de energía eléctrica y gas natural importado respectivamente.

 

A. Subsidios a ENARSA

Los subsidios a ENARSA se explican fundamentalmente por las importaciones realizadas por esa empresa donde los combustibles líquidos y gaseosos importados son ingresados al mercado a los precios que determina el Gobierno Nacional, quedando a cargo de ENARSA la diferencia entre el costo de los productos determinado por el precio internacional y su precio de venta en el mercado local. Esa diferencia luego es compensada mediante los subsidios recibidos por ENARSA.

El principal producto subsidiado es el gas natural que ingresa al país en estado gaseoso desde Bolivia por gasoducto y en estado líquido desde otros países por buques oceánicos (GNL).

Los subsidios de ENARSA se explican por el diferencial existente entre el precio de importación de gas natural y el precio local del gas natural para la generación de electricidad (cliente CAMMESA) y para atender los consumos de los sectores industrial, residencial y GNC.

También desde el año 2008 ENARSA subsidia la provisión de otros combustibles líquidos y gaseosos mediante el Plan de Energía Total.

 

Gas Natural importado desde Bolivia

El 29 de junio de 2006 los presidentes de Argentina y Bolivia suscribieron un Convenio para la compra de Gas Natural proveniente de ese país. Por instrucción del Ministerio de Planificación ENARSA se hizo cargo de la comercialización del gas importado por medio de un gasoducto proveniente de Bolivia. El precio de venta es asignado por la Secretaria de Energía y el Gobierno Nacional aporta los subsidios que se requieren para cubrir la diferencia entre los precios del mercado interno y los precios internacionales.

 

Programa de Energía Total

En el marco de la Resolución n° 121/2008, y con el objeto de garantizar el suministro de combustibles líquidos o gaseosos ante un escenario de pérdida del autoabastecimiento energético, se implementó en el año 2008 el Programa de Energía Total (PET) en todo el territorio de la República Argentina, a través de cuatro planes en los cuales ENARSA mediante distintas modalidades y con subsidios del Estado Nacional cubría la diferencia entre los precios vigentes en el mercado local y los precios internacionales de los productos importados.

Para la instrumentación de el PET ENARSA se apoyó fuertemente en Repsol-YPF, empresa que en ese entonces mantenía excelentes relaciones con el Gobierno Nacional luego del pacto realizado entre el Presidente Kirchner con Repsol que permitió el ingreso de la familia Eskenazi como accionista y como gerenciador de la empresa a comienzos del año 2008.

Mediante el PET ENARSA extendió los subsidios del gas natural, limitado en ese entonces a las importaciones desde Bolivia, mediante dos nuevas modalidades (Gas Natural Licuado y Gas Propano) y extendió también los subsidios a las petroleras para la importación de gas oil y el suministro de combustibles líquidos a las industrias.

En Noviembre de 2012, ENARSA en su carácter de “Unidad de Gestión Técnico Operativa del PET, suscribió un Acuerdo con YPF para designar a esta como mandataria para realizar la gestión de compras de los cargamentos de GNL en el exterior y para la instrumentación de otros planes de suministro involucrados.

Los combustibles líquidos y gaseosos importados son ingresados al mercado a los precios que determina el Gobierno Nacional, quedando a cargo del ministerio de Planificación la diferencia entre el costo de los productos y su precio de venta.

 

Plan de Provisión de Gas Natural Licuado

A partir de mayo de 2008 ENARSA también comercializa el Gas Natural Licuado que proviene desde el exterior en buques oceánicos. En este caso para inyectar el gas a la red de gasoductos fue necesario construir instalaciones de regasificación que convirtieran el gas natural licuado (GNL) en gas natural licuado regasificado (GNLR). Para realizar la regasificación se puede construir una planta regasificadora o se puede recurrir al alquiler de un buque regasificador que se conecta con intalaciones portuarias creadas a tal efecto, esta última alternativa es más económica en términos de inversión inicial y mucho más costosa en términos operativos. La Argentina se decidió por esta última alternativa contando hasta la fecha con dos buques regasificadores operando en Bahía Blanca y Escobar.

Como parte de dicho programa ENARSA tuvo a su cargo la implementación del proyecto de regasificación de GNL. Para ello ENARSA celebró con YPF un contrato de locación de obra de regasificación de GNL mediante la utilización de un barco regasificador en Bahía Blanca. Por dicho contrato YPF tuvo la obligación de diseñar, construir, operar, mantener, gestionar y administrar dicho sistema. Se utilizó el barco regasificador Excelsior que operó en un muelle existente en el Puerto de Ing. White. ENARSA contrató la provisión de GNL durante el año 2008 con un costo de U$S 270 millones.

La terminal que en un principio estaba destinada a suplir el incremento de consumo de gas durante la época invernal terminó operando durante todo el año ante el aumento de la demanda y la caída constante de la producción local de gas natural

En el 2008, primer año de operación de la terminal de Bahía Blanca, se recibieron 6 buques con GNL desde junio a agosto, en 2009 se recibieron 11 buques desde mayo a octubre, en el año 2010 se recibieron 23 buques desde febrero a diciembre y en el año 2012 se alcanzó el record con la operación de 31 buques metaneros durante todo el año.

Desde mayo de 2011 se encuentra operativa una segunda terminal terminal portuaria de importación de Gas Natural Licuado (GNL) en la localidad de Escobar, que al igual que en Bahía Blanca opera con un buque regasificador. La terminal de Escobar también se instaló en asociación con la empresa Repsol-YPF. En esa oportunidad para la asociación se utilizó la figura jurídica de una Unión Transitoria de Empresa (UTE). En el año 2012 operaron en la terminal de Escobar 52 buques metaneros.

En Bahía Blanca opera el buque regasificador Express y en Escobar el Exemplar ambos con una capacidad de inyección máxima de 17 millones de m3 día. En el año 2012 la terminal de Bahía Blanca inyectó un promedio de 6,5 millones de m3 día y la terminal de Escobar un promedio de 6,0 millones de m3/día.


Plan de Provisión de Propano-Aire

Mediante un contrato celebrado entre ENARSA e YPF se encargó a YPF el diseño, construcción, operación, mantenimiento y despacho de una Planta de Inyección de Propano Aire (PIPA) con una capacidad de producción de 1.5 Mm³/día de gas natural equivalente de 9300 kcal/m³ en el partido de Esteban Echeverría, Provincia de Buenos Aires.

La PIPA produce Gas Natural sintético producido mediante la mezcla de propano vaporizado y aire en porcentajes aproximados de 60% y 40% respectivamente, para ser inyectado a alta presión en la red de distribución del área de Buenos Aires. De esta forma la planta complementa la inyección de gas natural desde el sistema de transporte siendo importante su utilización durante los picos de demanda invernales.

A fines de diciembre de 2008 se finalizaron las obras de instalación y equipamiento. El monto total del contrato fue de U$S 29 millones, cifra que incluye las obras y la operación de la planta durante el 2008.

La planta se encuentra vinculada mediante un propanoducto a las instalaciones de almacenamiento de GLP, propiedad de YPF, ubicadas en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires. El propano debe tener una calidad tal que permita cumplir, una vez producida la mezcla, con los parámetros de calidad exigidos por la regulación del sistema de gas argentino. Dicha calidad de propano se obtiene exclusivamente a partir del propano extraído del gas natural, procesado en Bahía Blanca siendo transportado hasta Dock Sud en un barco arrendado por ENARSA específicamente para este propósito.

 

Plan de Abastecimiento de la demanda

ENARSA realizó la gestión operativa de provisión de volúmenes de gasoil importado primeramente bajo el Acuerdo Marco de Abastecimiento celebrado con YPF S.A. y luego mediante el contrato a término celebrado con PDVSA.

En el mes de marzo de 2008 se acordó con YPF la Gestión de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, mediante la cual YPF realizó la gestión operativa por un volumen de 150.000 m³ y en mayo de 2008 se cerró el contrato de importación de

Gasoil con PDVSA, que implicó la importación de 441.000 m³.

La importación de gas de ENARSA en 2008 fue de aproximadamente 700.000 m3, el 30% aproximadamente del total importado por Argentina (2.100.000 m³). En el 2012 los volúmenes de aproximaron a los 200.000 m3.

Mediante este plan ENARSA compra gas oil a precio internacional y luego se lo vende a las petroleras a precio local.

 

Plan de Sustitución de Consumo de Gas y/o Energía Eléctrica por Combustibles Alternativos

ENARSA a efectos de implementar el Plan de Sustitución de Consumo de Gas y/o Energía Eléctrica por combustibles alternativos en el marco del PROGRAMA DE ENERGÍA TOTAL, celebró acuerdos con YPF SA, Petrobras Energía SA y

ESSO Petrolera Argentina SRL para la provisión de los combustibles líquidos sustitutos y de los servicios logísticos y de distribución.

El Ministerio de Planificación Federal fijó el valor máximo a reconocer a los proveedores para la provisión de combustible de origen nacional.

Los beneficiarios pagaron por el combustible nacional a los proveedores el precio promedio ponderado que implicó la adquisición de gas natural y/o energía eléctrica para sus procesos productivos y/o generación durante el período julio/octubre del año 2006. ENARSA cubría la diferencia entre los precios pagados por beneficiarios a las empresas y los precios reconocidos a esas empresas por el Ministerio de Planificación.

Como se mencionó anteriormente los subsidios a ENARSA se deben principalmente a los costos que involucra la importación de gas. En el siguiente cuadro se presenta una estimación de los subsidios involucrados en la importación de gas natural considerando las cantidades importadas y el diferencial existente entre los costos de importación y los precios del gas en boca de pozo que obtienen los productores en Argentina.

Se puede observar en el cuadro que los subsidios a ENARSA se encuentran en gran medida alineados con la estimación de los subsidios al gas natural. Las diferencias existentes se pueden explicar por ciertas variaciones en los precios de venta de ENARSA en función de los distintos mercados en los que opera y en otros subsidios que involucra el Programa de Energía Total.

Cuadro 18. Diferencial costo gas importado / precio de venta y subsidios a ENARSA

2006-2012

Dif. Costo gas importado/ precio de venta y subsidios a ENARSA

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Costo gas importado (CGI) (USD/MMBTU)

4,10

5,20

10,91

6,60

7,65

10,73

14,43

Precio gas mercado local (PGML) (USD/MMBTU)

1,68

1,96

2,27

2,34

2,44

2,54

2,43

Importaciones (MM BTU)

0

63

52

98

134

257

347

Diferencial (CGI-PGML)*Impo en MM USD

0

203

452

419

699

2.107

4.166

Diferencial (CGI-PGML)*Impo en MM $

0

634

1.430

1.562

2.738

8.711

18.959

Subsidios ENARSA en MM $

307

680

2.766

2.740

5.490

10.505

19.209

 

Fuente: Elaboración GERES en base a ENARSA, YPFB y SE

 

 

B. Subsidios a CAMMESA

Los subsidios a CAMMESA se explican fundamentalmente por el diferencial existente entre el costo de generación y el precio de la energía determinado por el Gobierno Nacional para el mercado local.

CAMMESA asume el diferencial entre el costo de generación y el precio local y luego recibe subsidios por parte del Gobierno Nacional.

CAMMESA interviene en la compra de energía eléctrica a los generadores y su posterior venta principalmente a los distribuidores de electricidad (EDESUR, EDENOR, etc) como en la compra de gas oil, fuel oil y gas natural para proveer a los generadores de electricidad.

Una manera de comprobar la asimetría de precios existente en el sector energético es a través de la evolución del precio monómico mayorista (incluye energía y potencia) que es el precio que remunera a los generadores (en las cuales el precio spot es uno de los determinantes) y el precio efectivamente pagado por las distribuidoras (precio estacional).

El precio estacional es determinado por el Gobierno Nacional y el precio monónico es representativo de los costos totales de operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incluyendo los cargos de potencia y sus servicios asociados, los sobrecostos debidos a la utilización de combustibles distintos al gas natural (Ejemplo Gas Oil y Fuel Oil), la cuenta de importación de Brasil y los contratos de abastecimiento del MEM (Ejemplo contratos con Nucleoeléctrica Argentina o Generación Distribuida de ENARSA).

Los subsidios recibidos por CAMMESA se aproximan al diferencial existente entre el precio estacional y el precio monónico.

 

Cuadro 19. Diferenciales de precios en el sector eléctrico y subsidios a CAMMESA

2006-2012

Dif. De Precios y subsidios a CAMMESA

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Precio monónico (PM) ($/MWh)

92,50

131,30

166,00

178,80

256,30

319,50

332,00

Precio anual estacional (PAE) ($/MWh)

50,10

49,50

51,40

56,60

56,30

55,90

82,90

Demanda a precio anual estacional (GWh)

77.778

84.142

86.462

87.295

92.621

96.911

101.487

Diferencial (PM-PAE)* Demanda en MM $

3.298

6.883

9.909

10.667

18.524

25.546

25.280

Subsidios CAMMESA en MM $

1.453

4.428

8.472

8.538

13.492

23.876

24.558

 

Fuente: Elaboración GERES en base a CAMMESA

 

En el cuadro podemos observar que los subsidios a la electricidad se explican por el fuerte aumento en el costo de generación (representado por el precio monónico) que se ha triplicado entre el año 2006 y el año 2012 y por el reducido aumento del precio estacional que si bien aumentó en más de un 50% entre 2012 y 2006 no acompañó el aumento de la inflación en Argentina.

El aumento en los costos de generación se explica principalmente por el aumento en la cantidad de hidrocarburos utilizados en el proceso de generación y en el aumento del precio de los mismos.

El crecimiento de la demanda de electricidad entre los años 2006 y 2012 fue cubierto casi en su totalidad con generación térmica que consume hidrocarburos como gas natural, fuel oil y gas oil.

Actualmente el 66% de la energía eléctrica proviene de fuente térmica cuando en el año 2006 la participación de esa fuente era del 51%.

Cuadro 20. Demanda de energía eléctrica y consumo de combustibles

2006-2012

Demanda de energía eléctrica y consumo de combustibles

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Demanda total comercializada (GWh)

97.593

102.960

105.935

104.605

110.775

116.381

121.192

Participación fuente Térmica en%

51

56

60

55

57

61

66

Consumo de Gas Natural (MM m3)

11.049

11.981

13.093

12.601

11.537

12.674

14.037

Consumo Fuel Oil(M tn)

1.549

1.897

2.347

1.603

2.262

2.573

2.860

Consumo Gas Oil(M m3)

144

766

843

977

1668

2019

1.828

Consumo Carbon (M tn)

591

589

803

796

874

999

967

 

Fuente: Elaboración GERES en base a CAMMESA

 

Se puede observar que mientras la demanda comercializada aumentó un 24% entre 2012 y 2006, el consumo de gas natural para generación de electricidad aumento el 27%, el consumo de fuel oil el 84%, el consumo de carbón el 63% y el consumo de gas oil que era prácticamente inexistente pasó a ser de 1,8 millones de m3 en el año 2012.

La política del corto plazo privilegió en los últimos años la utilización y construcción de centrales térmicas que implican una baja inversión inicial con altísimos costos de operación por el consumo de hidrocarburos en comparación con los costos operativos que implican otras alternativas con altísimo potencial de desarrollo en la Argentina como son la energía eólica, nuclear e hidroeléctrica.

La construcción de Centrales Térmicas ha provocado que la Argentina tenga una matriz eléctrica cada vez más costosa y contaminante que requiere para su funcionamiento de la importación de cantidades crecientes de gas natural y gas oil generando un efecto destructivo sobre el balance comercial y fiscal.

Los subsidios a la energía se aproximarán este año a los 90.000 millones de pesos impactando fuertemente en el déficit fiscal cuando en el año 2006 no superaban los 5.000 millones de pesos.

La falta de gas natural es el gran problema del país y explica la necesidad de subsidios. Desde 2006 hasta 2012 la producción de gas natural cayó un 38% mientras que el consumo local aumentó un 14%. A su vez la falta de gas natural hace necesario importar cantidades crecientes de combustibles líquidos para generación eléctrica.

Las políticas públicas en materia de energía no solamente permitieron la desinversión del sector con la consiguiente caída de la producción sino que fomentaron la deformación de la matriz eléctrica cada vez más dependiente del gas natural, cada vez más costosa y contaminante.

La competitividad de la economía también se verá seriamente afectada por la situación energética.

En el año 2006 la Argentina tenía un costo de gas natural de 2 USD por millón de BTU mientras que en la actualidad tiene un costo de gas natural de aproximadamente 5 USD por millón de BTU producto de la necesidad de importación que ya superan el 20% del consumo como de los mayores precios reconocidos a los productores locales que llegan a los 7,5 USD por millón de BTU.

El problema de los subsidios no es solamente de precios sino de costos con consecuencias en los niveles de inflación y competitividad.