La producción de gas natural aumentó sostenidamente desde 1993 hasta 2001, experimentó un amesetamiento durante la crisis de 2002, y luego siguió creciendo hasta la actualidad. Del total de lo que se produce, el 15 por ciento es utilizado para la exportación. En 2006, por ejemplo, ese porcentaje fue equivalente a US$ 293,5 millones de ingresos por 3067,47 millones de metros cúbicos que se enviaron al exterior. El resto es destinado al mercado interno, repartido entre usinas generadoras de electricidad, industrias, hogares y transporte, incluyendo los vehículos que usan GNC.

Por su parte, el consumo promedio anual entre 1993 y 2006 se incrementó un 7,5 por ciento, mientras que las reservas experimentaron el camino inverso: en 2005 cayeron un 54,5 por ciento con respecto a 2000.

Según la AGN, el “descenso drástico” de las reservas de gas natural está relacionado, por un lado, con la reducción de la inversión en exploración. Es que esta actividad supone un mayor riesgo y exposición del capital, y los titulares de las reservas tienden a preferir la explotación para recuperar sus inversiones en el menor tiempo posible. Por otro lado, figura el aumento del consumo, que se origina en la diferencia de precios relativos entre los productos de la matriz energética (el gas natural representa el 53 por ciento de esa matriz), y en el congelamiento de tarifas.

Para mantener las reservas, el informe del organismo de control dice que la autoridad regulatoria en materia de política energética “debería considerar la incorporación, al menos, de las reservas equivalentes al consumo”, lo que requiere entre “5 y 10 años de inversión en exploración”. Si la Argentina siguiera creciendo al 7 % anual en su Producto Bruto Interno, se necesitaría invertir en energía unos US$ 4.000 millones por año en la próxima década. El Presupuesto 2008 prevé para el rubro Energía, Combustibles y Minería $ 10.952.640.276. Con la cotización actual de la moneda estadounidense ($ 3,08), lo presupuestado equivale a algo más de US$ 3.556 millones.

En el área de hidrocarburos, que representa el 5 por ciento de la matriz energética, la AGN considera que “resultan necesarias las obras de infraestructura, y orientar las inversiones al logro de nuevos yacimientos para engrosar las reservas”. En ese sentido, el usufructo del gas proveniente de Bolivia se incrementaría con la segunda etapa de la construcción del Gasoducto al Noreste Argentino (GNEA), prevista para este año, que aportará 20 millones de metros cúbicos de BTU adicionales por día a un precio acordado de US$ 5 por millón de BTU. En tanto que, para aumentar la oferta energética primaria, se esperan “importantes aportes” de la generación nuclear de Atucha II y de la elevación de la cota en la represa Yacyretá. Por su parte, el avance del parque eólico, fotovoltaico y de las energías provenientes de las biomasas (etanol, biodiesel y biogas), serán paliativos para “mitigar el déficit”, subraya el estudio, aunque agrega que estas fuentes “no se encuentran plenamente desarrolladas”.

La relevancia de estos proyectos se origina en que la importación de gas de Bolivia, o de energía eléctrica desde el Brasil, es “una alternativa onerosa”, dice la AGN, y amplía: “La Argentina paga por el gas boliviano aproximadamente el doble de lo que se abona por la producción nacional”.

La Auditoría señala, además, que “las empresas responsables de extraer el combustible redujeron sus actividades exploratorias y de explotación a partir de la pesificación y el congelamiento de las tarifas”, y añade que, mientras en la década de los ’90 se incorporaban 100 nuevos pozos por año, en 2003 “sólo se agregaron 25”.

De sostenerse este escenario, el organismo de control concluye que “es posible la reversión del país de su condición de exportador de energía a importador de combustibles sustitutos”.