La brecha que nadie mira y le hará perder millones de dólares a la Argentina
El precio internacional del barril de petróleo superó los US$85 y hace tambalear el negocio a nivel local
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LA NACIONSofía Diamante
En las últimas semanas comenzó a expandirse otra brecha que preocupa al Gobierno, además de la cambiaria. Se trata de la diferencia entre el precio doméstico del barril de petróleo y la cotización del Brent, el valor internacional que se toma de referencia en la Argentina. Mientras que en el plano local se decidió un congelamiento de facto, con un precio en los surtidores que refleja un valor del barril de entre US$55 y US$57, en el mercado internacional la cotización no para de subir y ya superó los US$85.
La situación complica aún más la posibilidad de atraer inversiones en un sector que tiene el recurso para seducir la llegada de capitales, pero que el contexto económico y político no le permite desarrollar todo su potencial.
“La diferencia de precios afecta la competitividad y el clima de negocios, que se toman en consideración cuando se decide en qué parte del mundo invertir. La incertidumbre a largo plazo, la falta de alineamiento con los precios internacionales y la imposibilidad de acceder a divisas son todos factores que juegan en contra. Por mejor que sea el recurso, y más allá de la buena posibilidad de explotación, te hace pensar cómo mitigar el riesgo”, dijo en reserva un representante de una empresa multinacional.
La mirada generalizada de los productores de petróleo coincide en que es “complejo” atraer inversiones para la Argentina, pese a que el Presidente anunció hace unas semanas un proyecto de ley de Promoción de inversiones hidrocarburíferas. En la industria nadie cree que se vaya a tratar en el Congreso antes de las elecciones, ya que ni siquiera tiene el apoyo homogéneo dentro del oficialismo.
Por el crecimiento en la producción de los últimos años, la Argentina exporta el 5% del total de los 530.000 barriles que produce por día. La histórica ley de hidrocarburos obliga a las empresas a garantizar el suministro del mercado local antes de que se les autorice a exportar. El proyecto de ley que presentó el Gobierno ofrece un pequeño beneficio para los exportadores en este sentido: les promete aprobar exportaciones en firme (contratos que no se interrumpen) sobre el 50% del excedente de producción que logren. Si bien las empresas pedían un porcentaje mayor, aseguran que es “mejor eso que nada”.
“Hoy no hay posibilidad de hacer contratos de largo plazo, y por lo tanto el precio que nos ofrecen es menor, porque no hay garantía de que se puedan renovar o abastecer a ese cliente por un plazo extendido”, explicó un actor de la industria.
La otra crítica que hacen las empresas para invertir es la imposibilidad de tener libre disponibilidad de las divisas. En un mercado que es capital intensivo, las compañías solo pueden quedarse con el 50% de los dólares que les permiten exportar en firme. Y desde que existe el cepo, tampoco pueden girar las ganancias a las casas matrices. Un ejemplo concreto de “la piedra que traba la puerta giratoria”, como explicó el Presidente: nadie puede salir, pero nadie entra.
El rol de YPF
Luego de subir 29% los precios en surtidor en los primeros cinco meses, el presidente de YPF, Pablo González, anunció que no habría más aumentos hasta fin de año. En ese entonces, el barril de crudo costaba alrededor de US$65. Desde ese momento se incrementó hasta 20 dólares por unidad, pero la petrolera con control estatal se mantiene firme en su postura.
El mercado de combustibles no está regulado, como sucede con las tarifas de gas y electricidad, pero todos los gobiernos lo administran de manera implícita a través de YPF, que es responsable del 55% de los despachos de nafta y gasoil. Luego le siguen Raízen (opera la marca Shell), con el 18%; Axion, con el 15%, y Trafigura (Puma Energy), con el 5%. En un mercado tan competitivo, ninguna mueve sus precios, si YPF no lo hace primero.
En las negociaciones entre las refinerías y las productoras, YPF logró que el precio de mercado sea de entre US$55 y US$57, pese a que el Brent haya superado los US$85 por barril (hay que restarle el 8% de retenciones y costo de transporte). Sin embargo, hay productos premium con bajo azufre que las refinadoras deben importar y lo venden a pérdida. “YPF está ganando market share porque nadie quiere vender a estos precios. Nos mantenemos en un equilibrio que más o menos avanza, pero los productores no quieren saber nada”, explicaron en una refinería.
Hasta las elecciones, las empresas productoras son conscientes de que el Gobierno no dará el visto bueno a un aumento de precios en surtidor, pero después del 14 de noviembre nadie cree que se pueda sostener el acuerdo de venta a US$55. YPF tampoco podrá explicarle por mucho tiempo a sus accionistas (el 49% está en manos privadas) por qué vende el petróleo que produce a un valor muy por debajo de la cotización de referencia.
“La única forma de que haya inversión generalizada, y no que sean anuncios de una empresa, es con una vinculación del precio interno y del externo. Un inversor sabe a qué atenerse y lo incorpora a sus análisis. De esta manera, sabe que vender localmente o exportar es indiferente. Después se puede establecer una barrera determinada con la alícuota de los derechos de exportación o crear un fondo de estabilización para mitigar la volatilidad, como tienen Perú y Chile”, indicó hoy el analista Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, en una reunión virtual del Comité de Energía del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI).
El exsecretario de Energía Daniel Montamat coincidió, pero señaló que la primera condición para desarrollar el sector es estabilizar la macroeconomía. “Hoy el contexto económico obliga a considerar concesiones excepcionales, como acceso a divisas, precios y libre comercialización, que deberían ser normales y generales”, concluyó.
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