El aumento de los precios internacionales del petróleo y del gas no para de generar dolores de cabeza en el Gobierno, pero, aun así, los principales actores energéticos en el país creen que los funcionarios no dimensionan el efecto negativo que tendrá en la economía el shock externo.
Además de impactar de manera directa en los subsidios a la energía y en las reservas del Banco Central, los analistas estiman que el Gobierno deberá administrar la escasez de gas en el invierno con cortes programados de energía eléctrica en la industria. Por el lado del petróleo, en el sector temen que haya desabastecimiento de gasoil, ya que un 15% de este producto se importa y los precios locales no reflejan ni la mitad del valor actual del barril de petróleo en el mercado externo.
Los precios del petróleo y del gas volvieron a pegar otro salto hoy, luego de que ayer el secretario de Estado de Estados Unidos, Antony Blinken, dijera que están evaluando, junto a sus socios europeos, dejar de importar petróleo de Rusia. La noticia impactó de lleno en los mercados, pese a que sería muy difícil frenar las compras de crudo a Rusia, uno de los principales países exportadores del mundo, al cual Europa le adquiere alrededor del 30% de lo que consume.
El Brent, la cotización internacional del barril de petróleo que se toma de referencia en la Argentina, llegó a valer hoy casi US$130, su nivel más alto desde la crisis financiera de 2008. Si bien la cotización luego disminuyó a US$123, aumentó casi 5% con relación a los US$118,11 del cierre anterior.
Esta suba no es inocua para el mercado doméstico, que genera grandes ganadores y perdedores por igual. Las productoras de petróleo, como Pan American Energy (PAE, dueña de Axion), Vista, ExxonMobil, Chevron y Shell, se benefician con el aumento de precios, ya que desde 2020 lograron un buen ritmo de exportación por los excedentes que genera la productividad de Vaca Muerta. Caso contrario ocurre con las refinerías Raízen (tiene la concesión de las estaciones de servicio de Shell) y Trafigura (Puma Energy), que importan alrededor de 15% de las ventas de gasoil y las comercializan a pérdida en el mercado local.
Entre las que más sufren el aumento de los precios internacionales está YPF. Si bien la petrolera con control estatal es la principal productora de petróleo del país, toda la producción se utiliza para cubrir el mercado interno, donde, por decisión política, los precios de los combustibles reflejan un barril criollo de alrededor US$60.
YPF también debe importar gasoil para abastecer el mercado interno, ya que las refinerías no pueden procesar toda la demanda que se necesita. Adaptar las refinerías para cubrir el consumo requeriría mayores inversiones, que llevan tiempo y que ninguna empresa está dispuesta hacer con precios locales muy por debajo del mercado.
La situación es más preocupante con el inicio de la cosecha gruesa del campo y el aumento de la demanda de gasoil. Según fuentes del sector, el país debe importar en estos meses entre cinco y seis barcos de gasoil por mes y por cada buque se pierden entre US$25 y US$30 millones (la diferencia entre lo que cuestan y el precio al que venden en el mercado doméstico). “¿Quién va a pagar esta cuenta? Todo esto sin contar el gasoil que tiene importar Cammesa [la compañía con control estatal] para las generadoras eléctricas”, señaló un actor relevante de la industria, quien advirtió que faltará suministro en el invierno. La alternativa será un aumento en los precios del mercado mayorista, que algunos lados ya se empieza a notar.
Otra preocupación en la industria surgió el viernes pasado, cuando el Banco Central comunicó que se integraba al sistema integral de monitoreo de importaciones (SIMI) y que, por lo tanto, se iba a restringir aún más la venta de divisas. “Tenemos un problema de precios, que están atrasados 8% por el incremento del Brent de las últimas semanas, y ahora se sumó el problema de divisas. El Banco Central limita la venta de dólares al valor de las importaciones de 2021 más un 5%, y ese techo ya se superó ampliamente entre los mayores precios y las cantidades para abastecer la mayor demanda pos pandemia”, indicaron en otras de las empresas del sector.
Cortes programados de energía eléctrica
La suba del precio del petróleo es un asunto menor en el Gobierno cuando se lo compara con las preocupaciones que hay por el incremento del gas natural licuado (GNL), aquel que se importa por buques en invierno.
El año pasado, la Argentina adquirió 56 barcos por un total de 3290 millones de metros cúbicos (m3) a un precio promedio de US$8,33 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en la industria).
En el verano, el precio del GNL ya estaba arriba de US$23, puesto que la salida de la pandemia generó un desbalance entre la mayor demanda de gas y la lentitud en la oferta (hay menos inversiones internacionales en el sector de combustibles fósiles desde que se aceleró la transición energética).
En ese entonces, en el Gobierno decidieron esperar a que baje el precio, ya que el invierno argentino coincide con el menor consumo de gas en el hemisferio norte (por el verano). Sin embargo, lejos de bajar el precio, el GNL se disparó tras la invasión de Rusia a Ucrania y hoy llegó a cotizar a US$76 el millón de BTU. Si bien luego bajó, sigue en valores en torno a los US$50, más que quintuplican los del invierno pasado.
Sumado al problema del precio, está la situación de las cantidades que se necesitan importar. La Argentina no cerró el contrato de importación de gas de Bolivia y, dada la todavía baja hidraulicidad, para este año se requerirán 70 buques de GNL, 15 más que el año pasado. Sin embargo, con los precios internacionales actuales, los analistas creen que el Gobierno terminará importando menos gas del necesario y que eso repercutirá en una menor generación eléctrica.
“El Gobierno ahora tendrá la difícil tarea de administrar la escasez, porque no van a importar todo el GNL necesario, ya que no se puede importar a US$70 y vender a US$1,5 o US$2. Esto tendrá un impacto considerable en el sector industrial, donde algunos días habrá que disminuir el suministro”, indicó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.
De igual manera coincide Mauricio Roitman, expresidente del Enargas, quien señala que el Gobierno tiene dos opciones malas: que haya desabastecimiento o pagar precios exorbitantes. “Si se importara la cantidad necesaria de GNL a los precios del año pasado, hubiese implicada un costo de US$1300 millones; con los valores actuales, costará US$8500 millones. Lo más probable es que el Gobierno termine usando los US$500 millones que estaban destinados a la construcción del gasoducto”, indicó.
