Post Energia – Wide 1

  
Combustibles
Combustibles: petroleras dicen que perdieron plata tras el último aumento
Lun 4
noviembre 2019
04 noviembre 2019
Las empresas refinadoras sostienen que el aumento del 5% autorizado el viernes tuvo un impacto negativo en su negocio. Advierten que casi la mitad de la suba se destinó a pagar impuestos al Tesoro. Qué respondieron los productores de petróleo.
Escuchar nota

El aumento de los combustibles aprobado la semana pasada por el secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, motivó una discusión interna en la industria petrolera. ¿Cuán beneficioso para las empresas fue la suba del 5% de los precios de las naftas y gasoil en surtidores?

¿En qué se basó la controversia?

En que a la par de autorizar una recomposición de los precios en las pizarras de las estaciones de servicios, el gobierno también fijó un alza del 7% de los biocombustibles que se cortan con las naftas y del 6% de la carga impositiva que grava el expendio de derivados del petróleo. Las petroleras —tanto los productores como las refinadoras de crudo— coinciden en que el Estado fue el principal beneficiario del incremento instrumentado a las cero horas del viernes en todo el país.

¿Cómo se compone la estructura de costos en el mercado de combustibles?

  • El precio del crudo y el margen bruto de refinación explican un 53% del precio final de los combustibles en el surtidor (el petróleo, un 48% y el margen de refino, el 5% restante)
  • Los impuestos a los combustibles (el ICL y el impuesto al dióxido de carbono) se llevan un 25% del valor de venta en las estaciones.
  • IVA e Ingresos Brutos, un 15% del precio al consumidor.
  • El precio de los biocombustibles: un 7% del precio de las naftas en las pizarras.

¿Cuál es el razonamiento que hacen las empresas petroleras?

El ICL aumentó, según la resolución firmada por Lopetegui, un 6%. Con lo cual, la carga impositiva, que representa un 25% del precio final de los combustibles, se llevó un 1,5 puntos del aumento del 5% aprobado la semana pasada (el 6% de 25%).

A su vez, el IVA e IIBB, que explican un 15% del valor de las naftas en el surtidor, aumentaron un 5%, por lo que se quedaron con 0,75 puntos de la suba autorizada por el Ejecutivo (el 5% del 15%).

Eso quiere decir que el 45% del aumento se destinó a para pagar impuestos al Estado. Eso es lo que fundamentalmente cuestionan las empresas petroleras.

Productores vs. refinadores

Las petroleras también cuestionan que la renta percibida por los productores de biocombustibles. Como el costo del bioetanol y del biodiesel explica un 7% del precio final de los combustibles, las empresas fabricantes de derivados de origen vegetal se llevaron un 10% del aumento del 5% de las naftas fijado por el gobierno.

“Parece que los productores de biocombustibles y los gobernadores de las provincias del centro y del norte del país tienen mejor lobby que la industria petrolera”, fustigó, socarronamente, un alto ejecutivo de una empresa productora.

La medida de la Secretaría de Energía fijó un nuevo tipo de cambio (51,77 pesos) para calcular el precio interno del petróleo, que siguió topeado en un 59 dólares. El TC aumentó un 5% con relación al valor artificial del dólar que estaba vigente hasta ahora. Eso significó que los productores mejoraron sus ingresos en un 2,4%. Si el aumento en surtidores fue del 5%, las empresas que producen petróleo se llevaron casi la mitad de esa recomposición.

Por eso motivo, las empresas refinadoras —YPF y Axion Energy y en especial las no integradas como Shell y Trafigura (PUMA)— sostienen que el último aumento de los combustibles tuvo un impacto negativo sobre su negocio. El impacto neto al refinador fue del -0,14%.

Los ingresos generados por el aumento del 5% se distribuyeron, según pudo relevar EconoJournal entre las empresas petroleras, de la siguiente manera: un 45% se destinó al pago de impuestos, un 10% a mejorar el negocio de los BIOS y un 48% a los productores de crudo. Para el segmento de refinación, la medida terminó provocando una pérdida del 3 por ciento, según señalan las empresas de ese mercado.

Contrapunto. Los productores no integrados de petróleo —Tecpetrol, Vista Oil&Gas, Pluspetrol, Capsa y Sinopec, entre otros— advirtieron, sin embargo, que las refinadoras mantuvieron márgenes elevados de refinación durante el congelamiento por 90 días fijado por el Gobierno el 16 de agosto a través del Decreto 566.

El gobierno decidió que el costo del congelamiento lo absorbiéramos mayoritariamente las empresas productoras. Los refinadores mantuvieron casi invariantes sus márgenes”, cuestionaron desde una de esas empresas.

¿Cuál es la posición del Gobierno?

Cerca de Lopetegui señalaron que “si el 15 de noviembre, cuando vuelve a regir el libre mercado, YPF y el resto de las petroleras vuelve a aumentan un 3% o un 4% las naftas, esa suba irá directo a mejorar sus márgenes porque a mediados de mes no habrá incremento de los biocombustibles ni de los impuestos”.

0 comentarios

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

| 03/26/2024

Marín: «La salida de las áreas convencionales bajará a la mitad el costo de producción de YPF»

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marin, destacó la importancia del proceso de salida de YPF de áreas convencionales, que comenzará formalmente en abril. “Tenemos que crear valor realizando cambios extraordinarios en la gestión de la empresa”, resaltó.
# 
| 03/21/2024
Desde este año Hidenesa distribuirá GLP en el interior de la provincia de Neuquén provisto por YPF desde la planta reactivada desde Loma de la Lata. Se estima un ahorro de unos $ 2.000 millones al año.
| 03/19/2024
EconoJournal confirmó que Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol, Shell, YPF, Vista-Geopark y PAE presentaron propuestas económicas para adquirir los activos de ExxonMobil en la Argentina. La petrolera norteamericana, que pretende recibir unos US$ 1000 millones por las áreas, encarará en las próximas semanas una negociación uno a uno con las petroleras que hayan presentado las ofertas más atractivas.
# 
| 03/19/2024
Las compañías lanzaron un proceso competitivo para la adjudicación de las ingenierías de las unidades flotantes de licuefacción para su proyecto de GNL. Se prevé que la Argentina cuente con una capacidad total de producción de 25 millones de toneladas de gas por año.
WordPress Lightbox