El precio del Brent frenaba este miércoles a la mañana la fuerte caída que registra desde el jueves de la semana pasada y cotizaba al mediodía sobre los 71 dólares. Pese al descenso del precio internacional del crudo, el arbitraje con los valores locales de los combustibles sigue siendo negativo para las refinadoras que operan en la Argentina. El metro cúbico de nafta súper se comercializa, por ejemplo, a unos US$ 450, cuando el costo de la importación para diciembre ronda los 580 dólares, según calcularon ayer en una petrolera. La pérdida para los importadores es de 130 dólares por m3. En el caso del gasoil grado 2, el rojo asciende a 110 US$/m3.

“En noviembre, el margen de refinación fue negativo y cerramos con un EBITDA (ingresos antes de impuestos) en rojo”, admitió el gerente comercial de una empresa. Frente a ese contexto, entre las compañías refinadoras y productoras de crudo causaron preocupación las declaraciones de Pablo González, presidente de YPF, que en una entrevista con El Cronista relativizó la necesidad de actualizar el valor de las combustibles, que permanecen congelados desde mayo.

“Confunde su rol institucional. Dice que no le interesa maximizar las ganancias de la compañía, cuando esa debería ser su primera preocupación como máxima autoridad de YPF. Por momentos, se expresa más como funcionario del gobierno nacional o político con aspiraciones en Santa Cruz que como directivo de la mayor empresa de energía del país”, criticó el director de una petrolera, que pidió la reserva de su nombre.

Cambio de estrategia

No está claro qué vinculación tiene la decisión con las declaraciones de su presidente, pero en los hechos YPF volvió sobre sus pasos y modificó su estrategia comercial en el negocio de petróleo. A fines de octubre, la línea técnica de la petrolera había convalidado una suba del precio interno del crudo Medanito, que se mantenía congelado en 55 dólares. YPF, que compra a terceros un 20% del crudo que proceso en sus refinerías, llegó a pagar en noviembre 58 dólares a algunos productores de petróleo con los que está asociado en Vaca Muerta (como Chevron, Petronas o Equinor).

Es un valor que está por debajo del precio del paridad de exportación de crudo (export parity), pero al menos fue interpretado en el mercado como una señal en dirección a buscar una convergencia con el precio del Brent. Sin embargo, la semana pasada modificó esa estrategia y volvió a negociar con sus proveedores un precio a la baja, de nuevo en torno a los 55 dólares por barril, según explicaron a este medio tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

“No se entiende por qué convalidaron una suba de precios del crudo en noviembre si al mes siguiente iba a impulsar, como principal jugador del mercado, una baja de nuevo a 55 dólares. Es medio contradictorio”, analizaron desde otra petrolera.

La contramarcha de la petrolera está en línea con lo que expuso esta semana Pablo González. “Los valores locales tampoco tienen que ser iguales a la paridad de exportación, como pide un sector de la industria”, advirtió para evitar dar precisiones sobre cuándo aumentarán nuevamente los precios en los surtidores. Incluso intentó una extraña pirueta argumental para evadir su responsabilidad a la hora de definir la estrategia de precios de la petrolera.

“Legalmente YPF no los fija (los precios de las naftas). Las decisiones se toman en el Directorio, que está formado por integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), accionistas clase B, C, D, etcétera”, afirmó, pese a que está claro que los precios de los combustibles los define la línea gerencial de la empresa en negociación con el Poder Ejecutivo sin que los integrantes del Directorio ni los representantes provinciales tengan ninguna autoridad sobre el tema.

“Deberíamos estar trabajando en un esquema que permita reconocer a los productores de Medanito un precio de 60 dólares en enero. Incluso con el Brent en 71 o 72 dólares, el valor de paridad de exportación es más alto. El gobierno debe definir si pretende incentivar las inversiones en Vaca Muerta o sólo conformarse con la reinversión de los flujos que genera el negocio existente”, admitieron, con una dosis de catarsis, desde una productora no integrada.  

La decisión de YPF se enmarca sin duda en el contexto de incertidumbre sobre la posibilidad de discutir con el gobierno un aumento de los combustibles en los próximos meses. La expectativa entre algunos funcionarios del gobierno y directivos de la compañía era que en diciembre se le diera luz verde a la firma para iniciar algún tipo de recomposición gradual de precios, pero esa negociación permanece empantanada.

Cuello de botella

Más allá de la incertidumbre que gira en torno a la política de precios de YPF, otro de los factores que incide en la volatilidad del valor interno del petróleo es el cuello de botella que existe en el sistema de transporte de Oldelval en la cuenca Neuquina. El sistema de Oleoductos del Valle puede transportar hoy 34.500 m3/día de crudo desde hasta Buenos Aires, donde se encuentran las principales refinerías del país (Bahía Blanca, La Plata, Dock Sud y Campana). La capacidad es inferior a los volúmenes que se producen hoy en la cuenca, que pueden superar los 37.000 metros cúbicos, según coinciden los directivos consultados por este medio.

A raíz de eso, como el sistema de ductos está saturado (por reglamento, Oldelval prioriza el despacho de cada productor en el volumen promedio de los últimos seis meses), varios productores con desarrollos en Vaca Muerta y campos convencionales empezaron a ofrecen en la última semana precios con descuento del crudo con tal de que refinadoras retiren por camión el crudo de sus yacimientos. La intención es evitar el cierre de pozos de producción. “En la última semana me llamaron de cuatro empresas que no son clientes para ofrecerme crudo a precio con descuento siempre y cuando lo vayamos a buscar por camión”, reconoció el director comercial de una empresa.

La debilidad estructural de Oldelval —que tiene entre sus accionistas a grandes jugadores como YPF, PAE, Pluspetrol, Chevron y ExxonMobil— preocupa en la industria. La empresa tiene pendiente, además, definir una nueva gerencia general, que permanece vacante desde la salida de Jorge Vugdelija el 31 de agosto. Por estatuto, los socios tenían 60 días para nombrar a un reemplazante, pero ya pasaron tres meses, el plazo legal ya expiró y aún no hay novedades sobre las nuevas designaciones.

Allegados a Oldelval explican que la producción de crudo en Vaca Muerta subió por encima de lo proyectado por las petroleras, por lo que se está trabajando para ampliar la capacidad de evacuación de la red. “Las obras nos van a permitir alcanzar los 36.000 m3 en diciembre, 39.000 en enero y paulatinamente a 42.000 m3/día en el primer semestre de 2022”, expresaron. “La empresa está comprometida con el desarrollo y la evolución de la Cuenca Neuquina”, agregaron.