La nueva escalada del precio internacional del petróleo que se registró la semana pasada —el Brent cerró el viernes a US$ 90,65, un 7% más que el 11 de agosto— le mete presión al acuerdo de precios refrendado, sólo de manera verbal, entre el gobierno y las petroleras el pasado 17 de agosto. La pregunta que sobrevuela por estas horas en la industria es cuán consistente es el entendimiento con los privados. ¿Resistirá hasta el 31 de octubre próximo, tal como está previsto? O, en todo caso, cuán dañado quedará el sistema una vez que el acuerdo de precios expire y quede de manifiesto que el atraso acumulado en los surtidores asciende al 50% medido en dólares.
La Secretaría de Energía convocó el jueves a una primera reunión con las principales compañías del sector —YPF, Pan American Energy (PAE), Raízen, Vista, Pluspetrol, CGC y Tecpetrol, entre otras— para intentar ajustar algunas variables que no están claras. Es que si bien el ministro de Economía, Sergio Massa, definió los puntos centrales del entendimiento con las petroleras, que durará hasta después de las elecciones presidenciales del 22 de octubre, muchos aspectos que hacen a la implementación del acuerdo siguen imprecisas. La suba del Brent no hace más que complicar todavía más las cosas.
Posiciones
El encuentro del jueves en la cartera que dirige Flavia Royón pivoteó sobre un tema central: cuán abastecido está el mercado interno de petróleo para las refinerías locales. Sobre ese punto concreto hay diferentes lecturas entre los privados.
La mayoría de los productores no integrados (que no tienen presencia el negocio de refinación) consultados por EconoJournal señaló que, más allá de algunas faltantes puntuales que se cubrirán en las próximas semanas sin necesidad de intervención de la Secretaría de Energía, el mercado local de crudo está cubierto.
Por el lado de las refinadoras, hay visiones encontradas. Pablo Iuliano, CEO de YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles con una participación superior al 55%, aseguró en el cónclave del jueves que la petrolera bajo control estatal no tuvo problemas para asegurar el suministro de crudo (compra a terceros un 15% del petróleo que procesa en sus refinerías) para los próximos dos meses. Trafigura, que administra la marca de estaciones Puma, el cuarto jugador del mercado, comunicó lo mismo, por lo que no asistió a la cita. En tanto que PAE y Raízen, segundo y tercero en ese ranking, señalaron, en cambio, que no encontraron vendedores para cubrir toda la dieta de crudo de sus refinerías. La primera, titular de Axion Energy, indicó que le faltan unos 100.000 metros cúbicos de petróleo para cubrir las proyecciones de consumo de septiembre y octubre. Mientras que la segunda, que comercializa la marca Shell, cuantificó que precisaría unos 55.000 m3 adicionales de crudo para el período.
El viernes se realizó una segunda cita, esta vez coordinada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, a la que asistieron ambas compañías para precisar esos números.
La cuestión se terminará de zanjar esta semana. Pero más allá de los diferentes posicionamientos, subyace el malestar compartido tanto por productores como por refinadores acerca de lo improductivo que resultará este nuevo acuerdo de precios impuesto por el gobierno. A esta altura, el atraso de los combustibles en el surtidor es una mala costumbre que se registra todos los años impares (los electorales), con el agravante, además, de que la medida se verifica como inocua porque en la práctica no logra contener la inflación.
El congelamiento se convirtió en una especie de placebo que la política consume en cada año electoral sin que eso aporte un valor específico para la economía. Al contrario, termina generando problemas operativos en el mercado de combustibles (como el faltante de gasoil de principios de 2022, pocos meses después de las elecciones legislativas de 2021) o la acumulación de un atraso significativo que luego es inviable recuperar de forma ordenada (como sucederá este año).
En un contexto en descomposición como este, la frustración de los empresarios se agudiza. Los números en 2023 son elocuentes: la nafta super aumentó, en promedio, un 55% en lo que va del año, por debajo de la inflación, que acumuló una suba anual del 60,2% hasta agosto (esta semana se conocerá la evolución del IPC en agosto) y de la depreciación del dólar oficial, que casi se duplicó de enero a septiembre (pasó de 187 a 367 pesos). A raíz de eso, el precio de combustibles medido en pesos constantes se encuentra en el nivel más bajo de los últimos cinco años.
Cuestiones abiertas
Una de las preguntas que emerge hacia adelante ya no tiene que ver con la consistencia del acuerdo de precios después de las elecciones de octubre, sino con su implementación en las próximas semanas. Mucho dependerá de lo que hagan los privados, que en los últimos años aprendieron a suplir con entendimientos intra-sectoriales la falta de liderazgo tanto del gobierno como de YPF, el jugador más grande de la industria, que históricamente siempre desplegó un papel clave en la mesa chica de la industria.
Con una YPF que se fue agotando por las internas varias hacia adentro de la política y con la propia línea técnica de la empresa y frente a un Frente de Todos que durante la mayor parte de su mandato designó en la Secretaría de Energía a funcionarios con escasa capacidad de interlocución (Sergio Lanziani y Darío Martínez no lograron hacer pie), las empresas productoras y refinadoras fueron encontrando por su propia cuenta las formas de mantener sanos los canales de comercialización de crudo.
El interrogante es si esa capacidad de autorregulación que encontró el mercado se mantendrá en pie durante las próximas semanas. El acuerdo de precios negociado por Massa sostiene que, en teoría, el precio del crudo Medanito pasó a ser de 56 dólares (en julio se pagó 60 o 61). Fue la manera de compensar a los refinadores por la devaluación del tipo de cambio oficial (que se depreció un 22% el 14 de agosto post-PASO) y descomprimir la presión sobre el valor de los combustibles en surtidor.
Sin embargo, lo que se terminó negociando, en algunos casos, entre productores y refinadores fue aplicar esos 56 dólares sobre un volumen base de petróleo y luego acordar un precio más alto (más cercano al precio de exportación de crudo) para volúmenes adicionales. Por eso, una parte del crudo Medanito comercializado en septiembre se pagó en torno a los 70 dólares, un precio similar al que tienen los crudos pesados del Golfo San Jorge, que ya se pagaban más caro precisamente porque escasean en el mercado interno.
La aplicación de una nueva fórmula de precios —un valor para la base y otro para los incrementales— no es compartida por todos los refinadores, que plantearon a la Secretaría de Energía que eso no fue lo acordado en la reunión del 17 de agosto. Como YPF, el socio natural del gobierno para definir diferendos como este, se bajó de la discusión porque al realizar una parada programada en su refinería en La Planta a mediados de mes no precisa más crudo, la Secretaría de Energía no sabe bien cómo resolver esa situación.
Desde lo legal no tiene muchos argumentos. Ningún refinador cruzó o impugnó —tal como habilita la resolución 241 de Energía— las exportaciones de crudo Medanito que se autorizaron para septiembre, por lo que el Estado no tendría por qué intervenir en esa cuestión.
Exportación
El margen de maniobra para Energía es exiguo. Por un lado, precisa estimular la exportación de petróleo desde Vaca Muerta, un verdadero botón rojo para apalancar el ingreso de dólares a fin de apaciguar una crisis cambiaria estructural. En ese sentido, la consolidación de Bahía Blanca como un hub de exportación desde el Atlántico, primero, y la reactivación de Otasa (Oleoductos Trasandinos) para vender crudo hacia el Pacífico con destino a Chile, después, fueron dos acontecimientos positivas para la Argentina. En un país con condiciones macroeconómicas ordenadas, los hechos quedarían englobados como una buena noticia. Pero en uno en que el precio interno del petróleo es un 40% inferior que el de exportación, puede acarrear inconvenientes.
La diferencia (spread) entre el precio doméstico de 56 dólares y el de paridad de exportación —que se ubica cerca de los 80 dólares, dado que al precio internacional hay que descontarle el peso de las retenciones (un 8% sobre el importe de venta) y el flete— supera los 25 dólares. Como es lógico, los productores no integrados quieren eficientizar su estrategia comercial para colocar la mayor cantidad de barriles posibles en el mercado internacional. Pero algunos refinadores sostienen que, en ese objetivo, los productores de crudo de la cuenca Neuquina están sobreproyectando la producción de petróleo que envían hacia la termina de Oiltanking Ebytem (OTE) en Puerto Rosales, por lo que en los últimos meses se registró un faltante físico en los balances de la terminal.
De nuevo, son escenas que en un entorno de precios locales e internacionales alineados quedarían reducidas a un ámbito de discusión técnica, pero hoy se amplifican por problemas derivados de la macro y no hacen más que evidenciar el desafío inminente que tendrá por delante la industria de acá a fin de año. ¿Será capaz de atravesar el vendaval de la economía sin que su plataforma de inversión en Vaca Muerta se retraiga? ¿O el nivel de actividad en el upstream sufrirá los coletazos de la crisis como sucedió al final del gobierno de Mauricio Macri, que pesificó por decreto los precios del petróleo y la perforación en los yacimientos no convencionales se desplomó? Ojalá el pasado reciente haya dejado lecciones aprendidas, aunque, lamentablemente, la crisis que se viene parece recién estar mostrando sus primeras arremetidas.
Fuente: EconoJournal
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