Algo cambió. Por primera vez en más de un año, la Secretaría de Energía convocó oficialmente a una reunión a productores y refinadores de crudo con una agenda de tres ejes complementarios: a) discutir en pleno cómo ordenar el mercado de exportación de petróleo; b) repartir las cargas entre los refinadores (para que la responsabilidad no recaiga sólo en YPF) en lo referido a la importación de combustibles en un escenario con precios internacionales cada vez más caros; y c) analizar en conjunto qué criterios se utilizarán para definir los precios de los distintos tipos de crudo que se extraen en el país. Son puntos que, además, están directamente ligados al requerimiento de divisas que demandará la industria petrolera para costear la importación de gasoil durante el año, con foco también en la cosecha de oleaginosas, que provocará un salto de 200.000 metros cúbicos de diésel entre marzo y mayo.  

La cita está prevista para el miércoles 23 de febrero a las 12.30, según se desprende de la invitación que ya fue cursada por la Subsecretaría de Hidrocarburos que conduce Maggie Videla Oporto.

“Es solo una reunión de análisis conjunto sobre el tema de abastecimiento de crudo. Algunas refinadoras se quejan por la falta de producto, de tal o cual tipo de crudo, en tanto que las productoras se quejan por el precio interno”, reconocieron allegados a Darío Martínez.

Durante todo 2021 la industria se autoreguló. Con el liderazgo silencioso del área técnica de YPF logró que el mercado de crudo funcione con cierta armonía pese a la brecha existente entre el precio local del crudo —que se calculó sobre la base de 55 dólares para el Medanito— y el barril internacional, que cerró el año sobre los 80 dólares. La suba del Brent que a raíz de la escalada bélica entre Rusia y Ucrania podría llevar al barril por cobre los 100 dólares en los próximos días modificó de raíz ese escenario. Hoy es un barajar y dar de nuevo. La reunión de la Secretaría de Energía puede leída como un punto de partida en esa dirección.

Entendimiento tácito

Al igual que otros competidores como Axion Energy, Raízen y Trafigura, YPF aumentó sus combustibles durante 2021 en la banda de un 35 por ciento. Estuvo por debajo de la inflación anual del 50,9%, pero por arriba de la tasa de depreciación del tipo de cambio oficial, que se ubicó apenas sobre el 20 por ciento. De esa manera, las refinadoras pudieron defender su margen de refino en moneda dura pese a que la suba fue inferior a la variación del IPC.

Como parte de ese entendimiento general, se implementó un acuerdo tácito para que los productores de la cuenca Neuquina puedan exportar el 30% de su producción total de crudo. De esa manera, Tecpetrol, Vista, Pampa, Pluspetrol y Chevron, entre otros, pudieron sistematizar sus envíos de crudo al exterior a precios más elevados que los del mercado interno. Esa estrategia permitió, en los hechos, construir un canal comercial para el petróleo de Vaca Muerta, un proyecto que hace sentido para la Secretaría de Energía y también para Neuquén, que incrementó su recaudación fiscal por regalías petroleras.

YPF funcionó como buffer o amortigador de ese esquema. No exportó crudo al exterior, por lo que no captó esos mayores precios que sí obtuvieron otras productores, pero se aseguró el abastecimiento de crudo local a precio competitivo, lo que en la práctica redundó en un funcionamiento consistente de todo el mercado. Pero hoy en día, la realidad es otra y obliga a la petrolera que preside Pablo González a repensar su estrategia.

• La demanda local de combustibles sigue en alza. Se ubica en un 9% y un 10% superior a la de 2019.
• Al mismo tiempo, la menor disponibilidad de biocombustibles —en especial de bioetanol de caña de azúcar— llevó la importación de destilados a niveles record.
• Y para peor, el alto costo del combustible importado —que sigue inercialmente la línea del Brent— impactará con mayor fuerza en el balance de la petrolera. Concretamente, a YPF, que es el principal importador de combustibles, ya no le resulta tan sencillo licuar la importación a pérdida de naftas y gasoil y necesita empezar a reemplazar esas importaciones por crudo local.

Reconfiguración

En función de eso, fuentes del mercado petrolero consultadas por este medio coinciden en la necesidad de procesar en la Argentina parte del crudo que las petroleras venían destinando al mercado de exportación. “Existe capacidad ociosa en algunas refinerías que se podría utilizar para evitar la salida de divisas que hoy escasean”, reflexionaron allegados a la mayor compañía de la industria, al mismo tiempo admitieron que existe preocupación por la salida de planta programada de las refinerías de Axion Energy en Campana, prevista para marzo-abril, y luego de Raízen en Dock Sud.

En ese sentido, como no es sencillo que los productores accedan a vender más crudo a 55/56 dólares cuando pueden exportarlo por encima de 80, la Secretaría de Energía pretende propiciar la negociación entre petroleras y refinadoras en función de este nuevo escenario.

El directivo de una empresa productora con base en Vaca Muerta explicó que “la creciente importación no debería ser un problema tan preocupante porque se compensa con las mayores exportaciones de petróleo crudo, que también podrían ir ascenso”. El problema es quiénes son los ganadores y perdedores de uno u otro esquema.

Con este precio internacional del barril y los derivados, la continuidad del esquema actual —en el que las petroleras no integradas pueden exportar un 30% de su producción sin cruce de exportación por parte de las refinerías— favorece tendencialmente a las empresas productoras de Vaca Muerta. Pero perjudica a YPF, que debe importar combustibles a precios mucho más caros. Además, al no aprobarse en el Congreso la Ley de Presupuesto 2022, la importación de gasoil desgravada de impuestos no está permitida, por lo que el quebranto es mayor. El gobierno quiere tratar una Ley impositiva en el Congreso para habilitar ese tipo de compras sin pagar ICL, tal como informó EconoJournal la semana pasada, pero no está claro el tiempo que demandará el tratamiento en el Poder Legislativo.

La reunión de mañana en Energía apunta a tratar de encontrar un esquema que les convenga a todos sin tener que llegar al extremo de fijar un nuevo barril criollo como el que se aplicó sin buenos resultados en 2020.