Juan José Carbajales, experto de la UBA: “Estamos en un momento bisagra de la trayectoria energética argentina”

“Hoy Vaca Muerta es una realidad que explica más de la mitad de la energía que consumimos a diario”, destacó Juan José Carbajales, quien enfatizó el buen presente que viven los yacimientos de esa formación no convencional neuquina. Los últimos números así lo reflejan: Vaca Muerta aporta el 56,6 % de la producción petrolera y el 54,8 % de la producción gasífera del país.

En el marco de la actual revolución energética, el especialista no dudó en señalar que “el hito fundante fue la expropiación de YPF”. Según destacó, el control mayoritario del Estado, manteniendo la modalidad de una sociedad anónima, permitió, por un lado, “retomar una herramienta de política pública”. Por otra parte, añadió, “tuvo un efecto práctico muy concreto: YPF asumió el liderazgo de la exploración y traccionó a toda la industria”. “Que hoy YPF se haya convertido en el mayor exportador de crudo del país le va a permitir resignificar todo su portfolio”, sentenció.

Carbajales es una voz autorizada para aportar una mirada retrospectiva y opinar sobre el presente y futuro del sector energético argentino. Este abogado y politólogo, que cuenta con un doctorado en la Universidad de Buenos Aires (UBA), fue subsecretario de Hidrocarburos y ocupó posiciones de dirección en distintas empresas del sector energético, entre ellas YPF, Enarsa, Transener y Ebisa. Dirige la consultora Paspartú y, desde agosto pasado, está al frente del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA). Recibió a DEF en su oficina de la sede Las Heras de la Facultad de Ingeniería.

-¿Qué representa el superávit de la balanza comercial energética para el país?

-Estamos parados justo en un momento bisagra, que cambia una trayectoria deficitaria del sector. Podemos remontarnos hasta 2011 para ver el inicio de esa declinación, que se explica por la necesidad de importar gas natural desde Bolivia, gas natural licuado (GNL) y gasoil para las centrales termoeléctricas. Las nuevas señales positivas se empezaron a ver con la maduración de la producción de Vaca Muerta, que nos ha permitido reemplazar importaciones de gas a partir de una nueva infraestructura de gasoductos, y monetizar las reservas de petróleo con nuestras exportaciones.

La industria estima que duplicará la producción de crudo de acá a 2030 y espera alcanzar, en el caso del gas, unos 80 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Se estima que, este año, el superávit comercial energético será de entre 4000 y 4500 millones de dólares y, en 2025, superará los 7000 millones de dólares. Son condiciones estructurales que llegaron para quedarse. Es una buena noticia para la economía que la energía aporte los dólares que son tan necesarios para el desarrollo.

-¿Qué importancia tuvo YPF en este punto de inflexión que representa Vaca Muerta?

-Vaca Muerta era una formación que se conocía, pero faltaba la tecnología y el know how. Primero, el proceso fue traccionado por la propia provincia de Neuquén, que empezó a empaparse sobre cómo se explotaba ese tipo de hidrocarburos en EE. UU. y Canadá y visualizar si eso era factible en la cuenca. Y la expropiación de YPF en 2012 fue determinante, porque veníamos de más de una década de control privado por parte de Repsol, con caídas estructurales de producción de crudo y de gas y de las reservas del país.

Se intentó revertir con el ingreso de un socio local, el grupo Petersen –de la familia Eskenazi–, pero eso no resolvió la ecuación. La innovación de la YPF, tras la expropiación, radica en que ya no se repartieron más dividendos, sino que todo se ha reinvertido en el mercado local y, principalmente, en Vaca Muerta, a partir del acuerdo con Chevron en 2013. Ahí empezó la película, lo que hizo que, en una segunda fase, se sumaran viejos conocidos de la industria local y grandes compañías internacionales, que conformaron un ecosistema.

-¿Cómo incidió el nuevo marco regulatorio y las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos?

-En 2014, muy rápidamente, se advirtió que se necesitaba un nuevo marco regulatorio para otorgar concesiones que tuvieran como foco la explotación de petróleo y gas no convencionales. Ese objetivo geológico requería un plazo más largo y un título jurídico nuevo. Eso se logró con la Ley 27007, aprobada por el Congreso a partir de los consensos alcanzados por la Nación, las provincias –que tienen el dominio originario de los recursos– e YPF, después de un arduo proceso de negociación. Fue extremadamente exitosa: en menos de diez años, la provincia de Neuquén lleva otorgadas unas 50 concesiones bajo esta modalidad.

-¿Qué importancia tuvieron las políticas públicas de estímulo a la producción?

-Cuando hablamos de hidrocarburos, tenemos que distinguir entre los mercados del petróleo y del gas. El mercado del petróleo tiene su propia lógica, y el objetivo está puesto en la exportación. No han sido necesarios planes de estímulo, salvo algún marco de resguardo, como fue el llamado “barril criollo” (un precio sostén, en períodos de fuerte caída del precio internacional del crudo).

El mercado del gas es más complejo por la necesaria y costosa infraestructura de transporte y almacenamiento, y por ser muy sensible a los cambios del ecosistema regulatorio y económico. Para que la producción de gas mantenga un nivel estable, se requieren ciertas garantías que se logran con planes de estímulo.

-¿Qué resultados se lograron con los sucesivos planes de estímulo?

-En 2008, se lanzó el plan Gas Plus, que no tuvo gran impacto. En 2013, luego de la expropiación de YPF, se pusieron en marcha los Planes Gas I y II, que marcaron un parteaguas en la producción. Con el cambio de gobierno, la administración de Cambiemos privilegió el gas no convencional y dictó en 2017 la Resolución 46 para fomentar proyectos nuevos, que logró el objetivo de incrementar la producción. Después, una serie de circunstancias hicieron que esta declinara fuertemente.

En 2020, se gestó el Plan Gas.ar, que llamó a subastas a los productores con un techo de precio del gas –3,50 dólares por millón de BTU– e hizo que las empresas compitieran. Se firmaron contratos por cuatro años, garantizando a los productores una demanda y permitiendo al Estado contar con gas para distribución, para generación eléctrica y para la industria. Eso le dio estabilidad al sistema. Esos contratos se prorrogaron por cuatro años a mediados de 2021 y, ahora por otros cuatro años, hasta enero de 2029.

Un momento decisivo de la historia reciente de nuestro país fue la llegada al poder, en diciembre de 2023, de un “gobierno altamente disruptivo”, como define el entrevistado a la administración de Javier Milei. Sin embargo, aclara, “el 80 % de la hoja de ruta que presentaron en materia energética no se cumplió”. Un dato de color, o no tanto: los encargados de dar a conocer públicamente ese programa durante la campaña, en un evento del Consejo Argentino para las Relaciones Exteriores (CARI), fueron los ahora exfuncionarios Diana Mondino, excanciller, y Eduardo Rodríguez Chirillo, eyectado de la Secretaría de Energía hace poco más de un mes. La sucesora de este último es María Tettamanti, una economista procedente de la industria del gas.

Desde el punto de vista de Carbajales, ha sido positivo que se mantuvieran los planes de estímulo a la producción de gas. “Lo llamativo es que el gobierno está avanzado en la venta de gas a Brasil a través de acuerdos de integración regional entre Estados, algo que parecía una mala palabra en el vocabulario del nuevo gobierno”, apunta. “Es una excelente noticia”, opina Carbajales, quien reconoce que las nuevas políticas que busca implementar Milei se están dando en el marco de un nuevo “paradigma de la abundancia” gracias al boom de Vaca Muerta.

-¿Cómo evalúa la sanción de la Ley Bases y su impacto en el sector energético?

-La Ley Bases tiene un gran capítulo energético, que es ciertamente disruptivo. Es una reformulación de la regla principal de nuestra política energética, que establecía la prioridad del abastecimiento del mercado interno. Hoy se habla de seguridad de abastecimiento o de suministro, que quiere decir que la demanda tiene que estar abastecida, pero no importa si la fuente es local o internacional.

Y se agrega una frase novedosa, que es “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos”, que aparece como objetivo de la política nacional de hidrocarburos. Se da prioridad a la iniciativa privada y se da a los productores libre producción, libre comercialización y libre exportación. Eso implica un giro copernicano en nuestra política energética, al punto tal que todavía no dimensionamos sus efectos. El capítulo energético no está reglamentado y no se sabe cómo van a ser esas “exportaciones libres” ni qué carta se va a guardar la Secretaría de Energía, lo que se llama “mecanismo de no objeción”. La industria está esperando cómo va a salir la letra fina de la ley.

-¿Cuál es su visión del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)?

-El RIGI es un programa de estímulo a las inversiones. Lo llamativo es que provenga de un gobierno liberal libertario, defensor de la iniciativa privada. Apunta a grandes inversiones, con mucho foco en el petróleo y el gas. Se les dio muchísimos beneficios, tal vez más de los que eran necesarios. No van a pagar derechos de exportación y no van a tener la obligación de reingresar los dólares. Un dato llamativo del RIGI es que tiene un sesgo cortoplacista. Establece un plazo de dos años para poder ingresar el proyecto, con posibilidad de extenderlo un año más. Y, una vez aprobado, dos años para invertir el 40 % del monto mínimo.

Todo eso va a traccionar inversión, empleo, desarrollo y recaudación en la fase constructiva. Me preocupa lo que puede ocurrir después. Como la estabilidad del régimen es por 30 años, después hay muchas décadas por delante. Mi duda es si, pasado ese boom inicial, este régimen va a servir para seguir desarrollándonos y generar un modelo productivo sustentable, tal vez por fuera de los combustibles fósiles. Surge, entonces, la pregunta: ¿podremos aprovechar esta ventana de oportunidad para dar paso a una nueva matriz energética y productiva?