US$15.000 millones: la cifra millonaria en inversiones que promete una industria si se dan ciertas condiciones

La industria petrolera se divide en dos grandes sectores: lo que sucede en el upstream, con la producción de crudo, y el downstream, donde se refina la materia prima para convertirla en nafta y gasoil. En la Argentina hay empresas que están integradas y operan en ambas áreas, como YPF y Pan American Energy (PAE, dueña de Axion), y otras que no, como Raízen (licenciataria de las estaciones de servicio Shell) y Trafigura (dueña de Puma Energy). La convivencia entre ambas actividades es armoniosa, pese a las distorsiones de la economía argentina. Sin embargo, la disparada del precio internacional del barril de petróleo tensiona la relación.

El mercado doméstico de combustibles está desacoplado del internacional. La cotización Brent que se toma de referencia en la Argentina está en US$115 el barril de petróleo, mientras que en el mercado local se comercializa a US$58 en promedio. Este es el sueño que el secretario de Comercio Interior, Roberto Feletti, quiere para el trigo, maíz y girasol. Pero la brecha de precios no es atractiva para el sector privado, que suele preferir la volatilidad del mercado que la incertidumbre de las políticas públicas.

La ley de hidrocarburos en la Argentina exige que las petroleras abastezcan el mercado local antes de ser autorizadas a exportar. En los últimos dos años, la demanda de combustibles se derrumbó por las cuarentenas aplicadas para contener la pandemia. Esto generó un boom de exportaciones, que permitió que el mercado externo tenga más conocimiento del petróleo liviano de Vaca Muerta.

En los últimos meses, la demanda de nafta y gasoil no solo se recuperó, sino que superó los niveles pre pandemia. Las petroleras siguen exportando entre 10 y 30% de su producción gracias a los mayores niveles de productividad y para aprovechar la disparada de precios internacionales, impensada hace solo dos meses.

Pero esta situación generó alguna crítica por parte del dowstream. Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina, indicó que su refinería tiene entre 10 y 15% de capacidad ociosa, que podría cubrirse para sustituir parte de la importación de gasoil, cuyo consumo aumenta en esta época del año por el comienzo de la cosecha gruesa del campo.

“Durante la pandemia había mucha capacidad ociosa en las refinerías y mucho del crudo se exportaba, pero ahora la situación cambió y hay mucha demanda [de combustible]. Sin embargo, no se llenaron las refinerías, todavía queda entre 10 y 15% de capacidad ociosa. Pero en vez de exportar el crudo, tiene que quedarse en el mercado local, lo cual toca el equilibrio del sendero de precios que es clave. El precio local es muy inferior al internacional; independientemente de la guerra, ya lo tenía antes”, dijo Lacroze en la conferencia de Argentina Oil & Gas (AOG), el gran evento anual del sector del upstream, que organiza el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

Las palabras de Lacroze tomaron mayor relevancia por el contexto en el cual fueron hechas: frente a un público que es mayoritariamente productor de petróleo y que prefiere vender el crudo en el mercado externo, a hacerlo en el doméstico, donde los precios de surtidor son muy inferiores.

“Si seguimos importando lo que estamos importando, no hay reservas de Banco Central que alcancen. Una parte la podemos reemplazar con industrializar el crudo que producimos en las refinerías que tenemos en la Argentina. El mercado exporta el doble que el año pasado y, si se lo compara en precios, están en el triple [de niveles de exportación de petróleo]. De cortísimo plazo, esto es lo más relevante para la industria del downstream hoy. Eso y el abastecimiento. La coyuntura de la guerra muestra que no está garantizado el abastecimiento del producto importado, que principalmente es el diésel, ya que el mercado argentino importa el 30% de su demanda”, agregó Lacroze.

En los últimos años, las cuatro principales refinerías en el país —la de YPF, Raízen, Axion y Trafigura— invirtieron en sus plantas para mejorar la capacidad de conversión del crudo liviano, que se extrae en Vaca Muerta. Históricamente, la Argentina procesaba crudo pesado del Golfo de San Jorge, pero los niveles de producción están cambiando: mientras que la producción convencional está en declino, el no convencional de Vaca Muerta no para crecer. Solo en febrero tuvo un incremento interanual de 55%, muy superior al 14% del promedio general. El petróleo no convencional ya representa alrededor del 33% de los 571.000 barriles producidos por día.

“A principio del año pasado, le dijimos como industria a la Secretaría de Energía que, si nos daban algo de acceso a divisas y no nos obligaban a renegociar la deuda unilateralmente, el sector podía traer US$15.000 millones más de inversiones en el año y más de US$4000 millones en generación de divisas”, indicó Lacroze.

Entre otros desafíos que el directivo reconoció es la brecha de precios y la imposibilidad de acceder al mercado de cambios. “En la Argentina, tenemos precios muy por debajo de cualquier país internacional, con excepción de Venezuela. Esto sucede principalmente a pulmón de los privados, tanto de productores como refinadores, que estamos intentamos minimizar ese impacto. Si miramos a mediano y largo plazo, tiene que haber reglas claras de como ese sendero evolucionará para garantizar las inversiones que necesitamos”, dijo Lacroze.

Y concluyó: “El segundo tema es el acceso a divisas y al mercado único y libre de cambios, que es realmente un detractor de inversiones importantes. Otro desafío que enfrentamos es el esquema tributario. Somos una actividad con grandes inversiones y con retornos a larguísimo plazo. Tenemos que terminar con impuestos distorsivos, como ingresos brutos y el de los combustibles, que no tiene realidad algún con lo que pasa en el surtidor. Hubo algunos cambios que se habían orientado hacia una dirección favorable y ahora se volvió atrás”.