La escalada del dólar —que el viernes cerró a $ 1515 en el techo de la banda pese a que el BCRA vendió US$ 678 millones en un día y unos US$ 1100 millones en las últimas tres jornadas— disparó todas las alertas en la conducción de las empresas energéticas. En un sector que opera con precios y costos que se expresan mayoritariamente en moneda dura, un salto discreto de la divisa norteamericana trastoca el funcionamiento sistémico de la industria.
La presión sobre el precio de los combustibles es la derivada más visible de una crisis como este, pero el corrimiento del tipo de cambio acarrea también efectos múltiples para las compañías petroleras. Entre los productores de gas, por ejemplo, crece la preocupación porque la devaluación que se acentuó la última semana provocará una pérdida del valor real —expresado en dólares— del gas entregado en el invierno para cubrir la demanda residencial.
El precio del gas que las petroleras inyectaron para abastecer el pico de consumo domiciliario de los meses junio, julio y agosto, el trimestre más frío del año, se pesifica al tipo de cambio del último día del mes en que se entregó el fluido y se paga 65 días después de ese plazo. Eso es lo que establecen los contratos firmados por el Estado con los productores —YPF, TotalEnergies, Tecpetrol, PAE, Pampa, Pluspetrol, Harbour Energy y CGC, entre otros— bajo el paraguas del Plan Gas, aunque en la práctica el plazo de pago tiende a dilatarse porque el Palacio de Hacienda suele pisar las transferencias en favor de los privados.
Costo financiero
Lo que está claro es que la devaluación en curso implicará que las petroleras deban asumir un costo financiero aún incierto. Para graficar la situación con un ejemplo: el 5 de septiembre la estatal Enarsa tendría que haber pagado la totalidad del gas entregado por los productores en junio, pero sólo abono entre un 15% y un 20% de esa obligaciones.
El precio de ese gas de junio —que está expresado en dólares en los contratos del Plan Gas— se pesificó a un tipo de cambio de $ 1215, la cotización del dólar oficial del 30 de ese mes. Es decir que desde ese momento, el saldo remanente a cobrar por los privados se desvalorizó en un 22%.
La situación es compleja, a su vez, por una serie de agravantes. Enarsa se encarga de pagar a las petroleras el gas que entregan a las distribuidoras. En rigor, la empresa estatal paga la diferencia, en invierno cercana al 50%, que existe entre el precio del gas en boca de pozo incluido en las tarifas residenciales y el precio del gas que figura en los contratos del Plan Gas, que no prevé ningún seguro cambiario. El riesgo financiero contra un salto devaluatorio recae directamente sobre las petroleras.
Arbitrajes
Los contratos firmados por Enarsa sí prevén el cobro de intereses punitorios en caso de mora en el pago de la factura, pero desde hace año la empresa estatal repudia el pago de esos intereses y no los paga. Algunos privados realizaron arbitrajes contra la empresa que hoy preside Tristán Socas, un funcionario cercano a Santiago Caputo, e incluso iniciaron demandas en la Justicia para defender su posición, pero lo concreto es que hoy, frente a una corrida como la que se inició la semana pasada, los productores no tienen protecciones para defender el valor del gas entregado hace tres meses.
“Desde abril Enarsa había acumulado una deuda importante por el no pago de las bonificaciones del Plan Gas, pero lo cierto es que esa situación se descomprimió hace 20 días a partir de la intervención de Daniel González (viceministro de Energía y Minería), que personalmente destrabó el atraso de (Tristán) Socas y Hacienda. El problema es lo que viene por delante. Si el tipo de cambio se sigue depreciando no hay forma de defender el valor del gas entregado en el invierno”, señalaron desde una de los cinco mayores compañías productoras de gas del país.
El escenario de Cammesa, la compañía mixta controlada por el Estado que paga el gas que consumen las centrales termoeléctricas, es parcialmente diferente porque el plazo de pago es menor (cancela sus facturas a los 45 días). Además, la compañía que administra el mercado eléctrico reconoce intereses a los productores cuando incurre en demoras y el impacto de la devaluación es menor porque el costo del gas entregado a las generadoras no se pesifica una sola vez en el mes, sino hasta tres o cuatro veces en cada transacción.
Mal timing
El segundo agravante es el momento en que se registra este reseteo cambiario. El timing no es bueno. “Nos agarra con el mejor trimestre de ventas adentro. En junio, julio y agosto es cuando más volúmenes de gas vendemos y a un precio más caro (porque los contratos del Plan Gas prevén una prima del 25% en el precio del gas entregado en el pico de consumo). Los primeros días de octubre recién vamos a cobrar el gas entregado en julio y en noviembre, el que inyectamos en noviembre. Vaya uno a saber a cuánto va a cotizar el dólar en ese momento”, reconoció a este medio ayer por la noche un alto ejecutivo de la industria.
Según datos del Enargas, el año pasado el gas entregado en el trimestre junio-agosto representó un 47% del volumen total de gas que consumieron los hogares en 2024. “Es una cifra significativa que, si bien puede compensarse en algo porque a fines de julio Cammesa empezó a pagar más caro el gas que compra en el mercado spot para generadoras, terminará impactando en la caja de las empresas”, advirtieron desde otra empresa.
El único bálsamo, como sucede siempre que se aprecia el dólar, es que reduce los costos en pesos de las petroleras, pero en un contexto tan incierto como este —sin atisbo alguno sobre cuál será el nuevo tipo de cambio de equilibrio— lo que prima es el desconcierto.
