Subsidios: aseguran que su peso como problema macro disminuirá en el 2025

Los subsidios son el termómetro del nivel de distorsión de los incentivos microeconómicos del sector energético y un mayor problema fiscal si hay devaluación. Sin embargo, son potencialmente la herramienta de ajuste más flexible y progresiva.

"Estimamos preliminarmente para 2025 subsidios energéticos de entre 0,3% y 0,5% del PBI,- señaló un informe trimestral elaborado por la consultora Energía.ai (energía, análisis e información) en el que plantea diversos escenarios energéticos.

"En 2023 los subsidios energéticos explicaban más del 50% del déficit fiscal. A nivel presupuestario, el peso de los subsidios a la energía eléctrica continúan siendo preponderante (64%) sobre el total energético, a través de las distorsiones en el mercado mayorista, en las tarifas de los usuarios finales y en menor medida en la morosidad de las distribuidoras con CAMMESA. Le sigue el gas (30%). Los subsidios generalizados predominan crónicamente sobre los focalizados, lo cual genera problemas de equidad", detalló el trabajo.

Tras los nuevos incrementos de precios de la energía en tarifa y bloques de consumo subsidiados, la demanda residencial eléctrica y de gas por redes alcanzan a junio de 2024 una cobertura promedio del 40% del costo monómico y del costo del sistema de gas, respectivamente.

En lo que hace al balance energético local, Argentina pasaá a ser exportador neto de energía en 2024, según lo explicó la consultora que dirigen Mauricio Roitman y Luciano Caratori.

A junio de 2024 la balanza comercial energética arrojó un saldo positivo de U$S 2.758 millones, en gran medida gracias al aporte de las exportaciones de petróleo crudo y combustibles (U$S 1.500 millones), en tanto que las importaciones de combustibles ascendieron en el semestre a U$S 627 millones.

"Estimamos que 2024 cerraría con un balance comercial energético superavitario por encima de los U$S 4.900 millones", puntualizaron.

En el mercado hidrocarburífero advirtieron que la ampliación del sistema de transporte de gas es clave para el escenario que viene, es decir mayor inversión en infraestructura para incrementar la capacidad de evacuación.

Se prevé que el shale continúe siendo el motor del crecimiento, concentrado en la Cuenca Neuquina, mientras que el resto de los subtipos de recursos seguirá en declinación.  

De acuerdo con las estimaciones de Energía.ai, el sistema debería tener habilitadas las siguientes obras: Tramo I y II del GPNK que llevarían la capacidad a 21 MMm3/d; la planta compresora de Tratayén habilitada (+5 MMm3/d y GNPK a 16MMm3/d); 29 km de loop sobre tramos finales del Neuba II (TGS), con capacidad sobre Salliqueló – GBA de 7 MMm3/d; Gasoducto Mercedes-Cardales y compresora, con capacidad de transferencia 15 MMm3/d de TGS a TGN a habilitarse a fines de octubre; reversión del Gasoducto Norte y Gasoducto La Carlota-Tío Pujio apto para funcionar.

Se suman además la reversión 4 plantas compresoras: 2 en marzo y 2 en junio 2025 (capacidad de transporte Litoral – Centro Norte de 19 MMm3 /d).

La capacidad máxima para transportar gas desde GBA hasta la zona Litoral queda definida en 18 MMm3 /d. Físicamente, la zona de GBA queda abastecida mayoritariamente desde TGS. En verano, TGN recibe de TGS 21 MMm3 /d; en invierno recibe de TGS el incremental de los loops (7 MMm3 /d) y hasta 20 MMm3 /d, de la regasificadora de Escobar.

A nivel regional, el informe consideró una importante de la producción de gas en los campos de Bolivia con reciente autorización para usarse como infraestructura de exportación de gas argentino a Brasil.

El declino de Bolivia lleva su producción bruta a niveles incompatibles con sus compromisos de exportación. Con capacidad liberada, Argentina ya autorizó a Total (2 MMm3 /d a 9,18 MMBtu); PAE (0,5 MMm3 /d + 0,3 MMm3 /d a 6,6 MMBtu): Tecpetrol (1,5 MMm3 /d a 9 MMBtu), y Pluspetrol (2 MMm3 /d a 9,18 MMBtu) a exportar en modalidad interrumpible a Brasil vía Bolivia.