La corrida cambiaria que disparó el precio del dólar mayorista un 20% en dos meses, y forzó al gobierno a vender 1100 millones de dólares en sólo tres días para evitar una devaluación mayor, está haciendo crujir a todo el sector energético donde la divisa estadounidense es la principal referencia para la fijación de precios. Lo que sigue es un detalle del impacto que puede generar en combustibles, tarifas e inversiones un dólar que bordea los 1500 pesos y amenaza con descontrolarse todavía más.

Combustibles

La devaluación obligará a los refinadores a incrementar el precio de los combustibles para seguir pagándole a los productores la paridad de exportación, que venía en torno a los 62 dólares por barril. Sin embargo, las estaciones de servicio ya venían vendiendo por debajo de la paridad internacional porque YPF, que concentra más del 50% del mercado y es controlada por el Estado nacional, en los últimos meses no fue trasladando al surtidor toda la suba del dólar. Es difícil creer que en medio de la campaña electoral ahora sí vayan a ajustarse los precios de las naftas y el gasoil en línea con la devaluación. Por lo tanto, si el precio internacional del crudo no baja, va a haber una disputa entre productores y refinadores para ver cómo se distribuye el costo del ajuste.

Las refinadoras les van a plantear a los productores que no pueden seguir pagando la paridad de exportación porque tendrían que operar a pérdida y lo más probable es que si su margen se achica hagan correr a sus destilerías a un ritmo menor, lo que podría derivar, en caso de sostenerse en el tiempo, en algún tipo de faltante en las estaciones de servicio. Del otro lado, los productores saben que si no bajan sus pretensiones y el mercado empieza a evidenciar signos de desabastecimiento el Estado se verá forzado a intervenir. Si el dólar sigue subiendo, una alternativa, cómo ya pasó durante el gobierno de Alberto Fernández, es que las partes lleguen a algún tipo de acuerdo privado consistente en que los productores vendan el crudo en el mercado interno por debajo de la paridad de exportación.

Tarifas de gas natural y electricidad

El precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) —lo que comúnmente se llama “boca de pozo”— está fijado en dólares por millón de BTU (MMBTU). Ese valor surge de contratos entre productores (YPF, Total, PAE, Tecpetrol, entre otros) y distribuidoras o Cammesa, bajo el paraguas del Plan Gas.Ar, donde el Estado garantiza un precio en dólares para incentivar la producción. Lo que ocurre después es que, para calcular las tarifas que pagan los usuarios residenciales y comerciales ese precio en dólares se convierte a pesos al tipo de cambio oficial. El Estado nacional, aún durante la gestión de Javier Milei, ha venido subsidiando una parte significativa de ese costo, fundamentalmente para los hogares de clase baja (Nivel 2) y de clase media (Nivel 3), pero durante el último invierno también para los sectores de mayores recursos (Nivel 1). El Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la Universidad de Buenos Aires y el Conicet informó que en septiembre el conjunto de los usuarios residenciales abonó en promedio el 40% del costo del PIST, mientras que el 60% restante fue cubierto por subsidios. Los N1 pagaron el 66% del costo real, los N3 el 22% y el N2 el 18%.

Lo mismo ocurre con la electricidad ya que el combustible que utilizan las distintas generadoras eléctricas también está dolarizado. Los usuarios abonaron el mes pasado el 52% del costo en promedio. En el caso de los N1 ese porcentaje trepó al 80%, pero en los N3 fue de 39% y en los N2 de 27%. Lo que deberá decidir ahora el gobierno es si incrementa los subsidios, con el consiguiente costo fiscal, o deja que la suba del dólar impacte de lleno en las tarifas.

Además de impactar en el insumo central de las tarifas, la suba del dólar también se hará sentir en los márgenes de distribución. El gobierno aprobó a fines de abril las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural. En ambos casos autorizó una recomposición de los márgenes de distribución que perciben las distribuidoras prorrateado en 30 cuotas, pero ese incremento es en términos reales, por sobre la inflación. Al mismo tiempo, a partir de junio se comenzó a aplicar una indexación mensual que toma en cuenta la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Mayoristas (IPIM).

El ENRE dispuso la aplicación de una fórmula polinómica que toma en cuenta el IPC y el IPIM. El IPC tiene una ponderación de 33% y el IPIM del 67%. Por lo tanto, este índice es más sensible a la evolución del dólar ya que IPIM refleja la variación de los bienes importados, que están directamente afectados por el tipo de cambio, y de los bienes fabricados en el país, que tienen muchos insumos dolarizados. En el caso del gas natural, la ponderación del IPC y del IPIM incide en partes iguales. Por lo tanto, el impacto de la suba del dólar será menor.  

Inversiones

En el sector petrolero hay varios proyectos clave en carpeta. El corsorcio VMOS SA, conformado por YPF, Chevron, Shell, Vista, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Tecpetrol y Gas y Petróleo (GyP), anunció en julio que obtuvo US$ 2000 millones de financiamiento para construir el Oleoducto Vaca Muerta Sur, pero debido al riesgo argentino la tasa en dólares que se comprometieron a pagar es cercana al 10% anual. En el sector coinciden en que ese interés le fija un piso alto al financiamiento de los otros proyectos que están a la búsqueda de dólares. Además, los fondos disponibles en la plaza no alcanzan para financiar todas las obras previstas. Transportadora Gas del Sur presentó una iniciativa privada para ampliar el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) que requiere una inversión cercana a los US$ 700 millones. Southern Energy, compuesta por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar, firmó las decisiones finales de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para montar dos barcos de licuefacción. La primera etapa (2024-2031) prevé desembolsos superiores a US$ 3.200 millones, y la segunda (2032-2035) casi US$ 2.800 millones. Además, se requieren fondos para continuar financiando la exploración y explotación de Vaca Muerta. Ya venía siendo difícil conseguir esos recursos y si la inestabilidad económica crece y el dólar se dispara el escenario será todavía peor.

La misma situación enfrentan los proyectos de cobre y litio que aplicaron o estaban por aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. No solo los que requieren financiamiento del mercado sino también los de grandes compañías como BHP y Glencore, que podrían financiarse con fondos propios. Si hasta ahora esas multinacionales no iniciaron la construcción de las minas, ¿por qué lo harían en este contexto de incertidumbre creciente?