Antes que asumiera el nuevo gobierno y aún antes que se conociera el ganador de las elecciones presidenciales había bastante consenso respecto a que el despegue de la economía se iba a sostener en tres pilares fundamentales: el complejo agroindustrial, la inversión pública y el sector energético / minero.
El gobierno electo dio sus primeros pasos dando por válido este supuesto. Una de las primeras medidas tomadas fue la eliminación de retenciones para el sector excepto para la soja para la cual se estableció un cronograma de reducción. Como era de esperar el sector agroindustrial dio las primeras señales de reactivación, siendo quizás el único sector relevante de la economía que creció significativamente durante 2016.
En el caso de la obra pública, el gobierno anunció el Plan de Obra Pública «mas importante de la historia» (en nuestro país cambia la ideología de los gobiernos pero siempre persiste la tentación infantil de apropiarse de la fórmula del dulce de leche). Comprensiblemente la primer parte de 2016 se le fue al gobierno «ordenando» la herencia, poniendo al día los pagos de obra pública que había «pisado» el gobierno saliente y diseñando un esquema que «promete» ser mas transparente que el anterior. La segunda parte del año mostró el «arranque» de la Obra Pública y ello despierta buenas expectativas para el 2017.
Así, agroindustria y obra pública ya están en línea, pero sigue faltando el sector minero / energético. ¿Por qué el sector minero / energético despierta expectativas positivas? Porque el país dispone de recursos potenciales y aún cuando el mundo entre en una fase «proteccionista» liderado por la administración Trump en USA, como los recursos minerales o hidrocarburíferos están ubicados físicamente en determinados lugares, poco se puede discutir sobre «donde» se producirán. Un país puede discutir y competir con otros para determinar «donde» se instala una planta automotriz o una autopartista o una fábrica de componentes electrónicos. Pero en el caso de los recursos naturales, la ubicación física no puede alterarse. La competencia entre países en este segmento de la economía viene dada por su capacidad para atraer inversiones. Los recursos mineros / hidrocarburíferos se explotan o permanecen ociosos pero no migran.
El gobierno rápidamente bajó las retenciones al sector minero, pero no hubo en todo 2016 inversiones relevantes. Algunos anuncios, palmadas en la espalda de los funcionarios públicos, buena impresión por parte de potenciales inversiones respecto a la orientación general del gobierno, pero poco o nada en términos de desembolsos efectivos. No pareciera que desde las políticas públicas sectoriales pueda hacerse mas por la minería. Todo indicaría que los inversores están esperando que el país ordene su macroeconomía y ofrezca (a juicio de los inversores) condiciones de mediano plazo que hagan viables inversiones concretas. En este aspecto, hay dos variables que el gobierno local no maneja: el precio internacional de los minerales y el acceso al capital por parte de potenciales interesados. Dicho de otra manera, aún cuando el Estado intente sentar las bases para atraer inversiones mineras, puede que ellas no se realicen por factores exógenos.
El sector energético en general muestra, en una visión optimista, ciertos contrastes. El establecimiento de una tarifa social sienta las bases indispensables para avanzar con los necesarios ajustes de tarifas protegiendo a los sectores mas vulnerables en términos de ingresos. Obviamente los criterios de inclusión / exclusión en las tarifas sociales pueden ser opinables o discutibles. Aún aceptando que habría mucho por mejorar, tener una tarifa social es un buen punto de partida. En general es mas fácil mejorar lo que existe a tener que empezar de cero.
En el sector eléctrico se realizaron licitaciones para incorporar potencia térmica y energías renovables. Ambas licitaciones podríamos calificarlas como exitosas. Por primera vez en mucho tiempo primero se harán las inversiones y las mismas solo se empezarán a repagar cuando se habiliten las unidades de generación. Todo el riesgo de construcción lo enfrentan los privados. Resta ver si las distintas inversiones comprometidas se habilitan en tiempo y forma y si se pueden cumplir los cronogramas comprometidos; y si estos no llegarán a cumplirse habrá que ver que postura adopta el Estado frente a potenciales incumplimientos.
Las licitaciones de energías renovables son el segundo paso a «gran escala» que da nuestro país en su esfuerzo por diversificar la matriz energética luego del corte de combustibles líquidos en base a Biodiesel para el caso del Gas Oil y de Bioetanol para el caso de las Naftas. Se comprometieron proyectos por mas de 2.400 Mw y a precios bien inferiores a los que pagaba el gobierno anterior. Ahora bien, los problemas de remuneración de la capacidad instalada de generación siguen estando. Los Mw de energías renovables a incorporar no solucionan el problema de disponibilidad de potencia del sistema eléctrico pues el factor de uso de los proyectos eólicos y solares presentados no llegan siquiera al 45%, lo cual es un factor de uso muy alto para este tipo de energías, pero insuficiente para un sistema de generación que está despachando como «base» a centrales que sólo debieran usarse esporádicamente en los picos de demanda.
Las noticias respecto a las centrales hidroeléctricas que estaban «prontas» a iniciar su construcción no fueron buenas. Chihuidos se quedó sin financiamiento. Las Centrales Kirchner / Cepernic primero fueron reconfiguradas y ahora paradas hasta que los polémicos estudios de impacto ambiental sean aprobados. De las nuevas centrales nucleares no hay muchas novedades.
Lo hecho durante 2016 en materia de generación eléctrica podría considerarse un buen primer paso, pero durante el 2017 habrá que redoblar esfuerzos si lo que se quiere es empezar a corregir las debilidades del sistema de generación eléctrica. Hay que tener presente que hoy día el sector energético que más subsidios concentra es justamente el segmento de generación de energía eléctrica.
En lo referido a las tarifas de transporte y distribución de Edenor y Edesur y a las tarifas de transporte y distribución de Gas Natural de todo el país, el 2016 se caracterizó mas por discutir el capricho del gobierno de no querer cumplir con la Constitución y no hacer las audiencias públicas que de discutir el fondo de la cuestión. Puestas las cosas en su lugar por parte de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, ambos Entes Reguladores (ENRE y ENARGAS respectivamente) están abocados a terminar las RTIs (Revisiones Tarifarias Integrales). Ambas RTIs deberían finalizar este año y sólo quedaría por determinar si las tarifas de transporte y distribución llegarán a su nivel «técnico u óptimo» durante el 2017 o lo harán en un sendero que insuma mas de un año. En cualquier caso, pareciera que 2017 sería el año en el cual se empezarían a normalizar estos segmentos de la industria.
El segmento de producción de hidrocarburos y el rol de YPF presentan fuertes desafíos para el 2017. Durante el 2016 se profundizó la caída en el nivel de actividad del sector, a pesar de la vigencia del barril criollo y los fuertes incrementos en los precios en boca de pozo para el Gas Natural. Medidos a nivel de boca de pozo, los productores de hidrocarburos en Argentina reciben el precio promedio por sus hidrocarburos en boca de pozo mas alto del mundo y sin embargo ello no permitió aún revertir la tendencia declinante en el nivel general de actividad. El caso mas notable es YPF que bajó un 25% sus inversiones en 2016 respecto a 2015.
Desde la expropiación del 51% del capital accionario de YPF y el surgimiento a los ojos del mundo de la «potencialidad» de Vaca Muerta (forma coloquial de referirse a la potencialidad de nuestro país en materia de recursos de hidrocarburos no convencionales), no hemos podido como país «encontrarle la vuelta». El Gobierno anterior y este prometieron lo obvio, que vía el desarrollo de esos recursos podría estructuralmente cambiar la dinámica del sector y también incluso geoespacialmente nuestro país por lo que este desarrollo podría implicar, solo para citar un ejemplo, para la Provincia del Neuquén.
En 2013 cuando se empezó con el Plan Gas se fijó un valor de 7,5 dólares por MMBTU para el cálculo del denominado «gas adicional». Se suponía que en ese momento era el valor necesario para que YPF pudiera llevar adelante su plan quinquenal que presuponía un nivel de inversiones del orden de los 7.000 millones de dólares anuales. En ese momento el valor del crudo estaba por encima de los 80 dólares por barril.
El valor del barril cayó internacionalmente, y con ello ciertos costos locales asociados al valor del crudo, el precio promedio del Gas Natural que reciben los productores por fuera del Plan Gas también creció. Sin embargo las inversiones no aparecieron en las magnitudes esperadas. YPF que estaba llamada a liderar el proceso bajó incluso inversiones en los últimos años.
En paralelo, ante la caída del valor internacional del valor del crudo, el Gobierno anterior acordó con los productores y las provincias petroleras un valor para el crudo local superior al internacional. Coloquialmente esto se conoce como barril criollo. El objetivo anunciado fue sostener el nivel de actividad y el ritmo de inversiones. Ante el fracaso de este incentivo el gobierno anunció que en el transcurso de este año los valores del crudo local se alinearán con los valores internacionales.
A pesar del precio recibido por los hidrocarburos en boca de pozo el ritmo de inversión se redujo los últimos dos años. Un precio mas alto que los valores internacionales (tanto para el petróleo como para el Gas Natural) no fue suficiente para que las empresas reviertan la tendencia declinante en las inversiones, mucho menos para que el desarrollo a gran escala de nuestros recursos no convencionales se hiciera realidad.
En los últimos días el gobierno anunció un acuerdo mediante el cual se cambian ciertas condiciones laborales aplicables a tareas vinculadas con los hidrocarburos no convencionales. La esperanza expresamente anunciada por el gobierno es que ya estarían dadas las condiciones para «ahora si» lanzar el desarrollo a gran escala de los recursos hidrocarburíferos no convencionales. Ojalá esta vez sea cierto. La historia reciente no permite ser muy optimistas.
Hasta ahora todas las medidas tomadas «en favor» del desarrollo de los «no convencionales» no resultaron. Cambios en la Ley de Hidrocarburos, Precios altos para el crudo, Precios altos para el gas en boca de pozo, nada fue suficiente. Ahora las condiciones laborales. ¿Si el cambio de las condiciones laborales era indispensable, por qué no se allanó primero esa cuestión antes de transferir renta de los consumidores a los productores?. No parece lógico que en un contexto recesivo se transfiera renta de un sector (la demanda) a otro (la oferta) si se sabe que quien recibe los recursos no los vuelca de nuevo al mercado. Esto es exactamente lo que pasó con el upstream petrolero en los últimos años. En 2017 debería empezar a revertirse la tendencia de lo contrario las luces de alarma empezarán a encenderse.
Es dable mencionar la diferencia marcada que hay entre el sector eléctrico y el petrolero. En el caso de las medidas en el sector eléctrico los privados deben hacer inversiones y poner la oferta a disposición antes de cobrar los nuevos precios. En el caso del upstream petrolero el mecanismo es el inverso. Se les da precio a las empresas con la «esperanza» que hagan inversiones, pero sin certeza alguna de que las mismas se harán. Es más, mientras el gobierno alienta el aumento de las inversiones en el sector, YPF que es la empresa petrolera conducida por el gobierno baja las inversiones. Otra diferencia entre el sector eléctrico y el petrolero (fundamentalmente para el Gas Natural) es que las nuevas inversiones eléctricas están asociadas a una política de contratos que permite a los privados tener algún horizonte temporal. En el caso del Gas Natural eso está faltando y quizás explique por qué las inversiones a escala no llegan. La falta de contratos quita horizonte de planeamiento. Es probable que los privados estén mirando con buenos ojos las medidas que se toman pero están esperando un horizonte de mediano plazo para realizar desembolsos significativos.
Si lugar a dudas, dar esas certezas es el desafío para el 2017. Si el sector del upstream petrolero no empieza mostrar señales este año, se corre el riesgo que ante la falta de resultados se empiece a cuestionar todo lo hecho hasta el momento.
