El impresionante derrape de los precios de los hidrocarburos en el mundo se convirtió en una apreciable ventaja para los consumidores, que observan cómo los combustibles se abaratan día a día. En los EEUU los precios en surtidior replican de inmediato los cambios en la cotización internacional.
Pero esto no ocurre en la Argentina. En términos históricos, el litro de nafta súper en el país siempre mantuvo un precio al público en torno a un dólar. Más allá de las oscilaciones propias de los costos de los hidrocarburos y del tipo de cambio en el país, esa relación se mantiene aún con la impactante caída de los hidrocarburos: con el aumento del dólar oficial desde la eliminación de las restricciones cambiarias en diciembre y el aumento de los combustibles anunciado la semana pasada el litro de nafta se paga a USD 1,01 en promedio, en torno a los 14 pesos.
De este modo, Argentina mantiene los precios más altos de la región, sólo superados por Uruguay, país que depende enteramente de la importación de petróleo. El precio promedio del litro de súper en el país vecino es de USD 1,36, mientras que es más barato que en Argentina en Chile (USD 0,99), Paraguay (USD 0,96), Perú (USD 0,95), Brasil (USD 0,90), México (USD 0,78), Colombia (USD 0,61), Bolivia (USD 0,50), Ecuador (USD 0,44) y Venezuela (USD 0,02). En los EEUU se paga el litro de nafta casi la mitad que en la Argentina, a 59 centavos de dólar, y en Canadá cuesta 0,80 dólares.
El rubro energético en la Argentina debe afrontar una serie de obstáculos para desarrollarse: la devaluación del peso, la caída de precios internacionales, los costos internos en alza por la inflación y la urgencia de inversiones para aumentar la producción. Como resultado, Argentina tiene la ominosa particularidad de ser un país donde los combustibles son cada vez más caros, mientras en el mundo cada vez se paga menos por ellos.
El ingeniero Jorge Lapeña, integrante del directorio de ENARSA y ex secretario de Energía, dijo a Infobae que "en algún momento tendrá que haber una convergencia con los mercados internacionales, aunque es una definición que tendrá que tomar la Secretaría de Combustibles. Los valores del crudo en la actualidad son muy bajos y habrá que ver cuánto dura esta etapa, aunque los analistas pronostican que podrá extenderse por un largo plazo".
A partir de 2011, Argentina perdió el superávit comercial en materia energética: hoy debe importar más de lo que exporta. Como entre 30% y 40% de los costos de las compañías que extraen petróleo en el país es en dólares, la devaluación del peso se trasladó a los precios. A la vez, por decisión oficial las refinadoras obtienen el barril de crudo argentino en torno a USD 67,50, el doble que el del mercado internacional.
Importar petróleo a USD 30 el barril, como cotiza hoy, sería más barato y un alivio para el consumidor, pero destruiría a la industria local, en momentos en que el Gobierno quiere desarrollar al sector para recuperar, justamente, el autoabastecimiento. Por ello se optó a partir desde fines de 2014 por subsidiar al sector a través de los precios en surtidor y convalidar una cotización del barril fronteras adentro disociada de la evolución en el exterior. Además, los precios de los hidrocarburos tienen un alto componente impositivo, imprescindible para financiar a las administraciones de las provincias productoras.
Jorge Lapeña indicó que en algún momento "la política de precios para el sector petrolero en la
a la economía petrolera mundial", aunque reconoció que "alinear hoy los precios que se pagan a los productores locales con los internacionales acarrearía
", debido a que hay yacimientos inviables con los actuales precios internacionales y corren riesgo
en regiones donde la extracción de petróleo es la actividad que sostiene a sus economías.
La semana pasada, el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, acordó con las petroleras YPF, Shell, Axion, Petrobras y Oil una baja en el valor de referencia del crudo para absorber la devaluación luego de la eliminación del "cepo" cambiario en diciembre, pero que redundó en un alza del 6% de naftas y gasoil en estaciones de servicio, a lo que se sumará otro 6% en marzo.
De esta forma, las petroleras cobrarán un 12% menos por el barril obtenido: USD 67,50 para la variedad Medanito que se produce en Neuquén (antes USD 77), y USD 55 para el Escalante del Golfo San Jorge en Chubut y Santa Cruz (antes en USD 63), aunque estos valores aún duplican los que se pagan en el exterior.
Un informe de Puente SA detalló que "la idea del Ministro de Energía y Minería es mantener los márgenes tanto en la división de refinación (downstream) como de producción (upstream). En el primer caso, la suba del costo del barril en pesos tras la devaluación, cercano al 40%, sería compensada tanto por el aumento en el precio de venta como por la baja en el precio en dólares del barril. Las empresas de upstream también mantendría sus márgenes, dado que la baja en el precio interno del petróleo sería compensada por la caída en los costos de producción en dólares", ya que el 70% de los costos son moneda norteamericana.
En ese aspecto, Alejandro Ovando, director de Investigaciones Económicas Sectoriales (IES) estimó que "para el año 2016, se esperan cambios en el marco local que permitirían incrementar las inversiones junto con la liberación del cepo cambiario y la devaluación ya anunciada, que fueron algunas de las principales trabas para la entrada de nuevos capitales".
Este esquema es perjudicial para los bolsillos de los consumidores y presiona sobre la ya elevada inflación, al aumentar los costos logísticos de toda la economía, a la inversa de lo que ocurre en el exterior, donde la caída de precios de los combustibles fue un factor que ayudó a extinguir la inflación.
Para promover la producción el Gobierno convalida el crudo más caro del mundo
Un informe de Investigaciones Económicas Sectoriales determinó que la producción de combustibles aumentó 8,9% entre enero y noviembre de 2015 en comparación al mismo período de 2014, mientras que las ventas de nafta y gasoil crecieron 3,2% interanual. IES destacó que esta dinámica "reflejó un mayor consumo interno, en un marco en el que los precios de las naftas crecieron por debajo de la inflación real en general".
YPF mantiene el liderazgo en el expendio de combustibles, con una participación del 56,9% en el mercado de naftas y del 58,8% en gasoil. Le siguieron Shell (17,9% de naftas y 13% en gasoil); Axion (14% en naftas y 15,4% en gasoil); Petrobras (5,5 y 5,8 por ciento, respectivamente), y Oil Combustibles (3,6 y 5 por ciento).
Jorge Lapeña expresó que "YPF es una empresa 51% estatal por lo que tiene que cumplir un rol estratégico que no se le pueden pedir a una empresa privada", a la vez que debe tener protagonismo en el plano de "inversiones en exploración y producción de hidrocarburos, tanto en campos convencionales on shore y off shore (en continente y costa afuera) como en no convencionales". Por eso, el director de ENARSA no descarta implementar un régimen especial de promoción para el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta que permita inversiones a plazo que no sean vulneradas por la volatilidad de los precios en el exterior.
Déficit comercial por energía
A fines de 2007, el entonces secretario de Comercio Interior Guillermo Moreno decidió fijarle a las petroleras que operan en el país un precio de USD 42 por barril tanto para exportar como para el mercado interno. Con el objetivo de anclar el alza de los combustibles, el gobierno del frente para la Victoria apeló entonces a una retención en los hechos de USD 56 por barril exportado, cuando el crudo se aproximaba a los 100 dólares. Dicha regulación fue lapidaria para el sector, que prácticamente congeló inversiones y nuevos desarrollos, que emprendió un paulatino declive de la producción de petróleo y gas.
En 2011 Argentina recayó en déficit energético que obligó a importar principalmente gas natural, insumo básico de la matriz energética nacional. Con el desplome del petróleo a partir del 30 de junio de 2014, el gobierno de Cristina Kirchner debió revertir la ecuación y fijar un precio de USD 77 para el barril de la variedad Medanito, por encima del precio internacional, para incentivar las inversiones petroleras en el país.
Un informe conjunto del Instituto Argentino de la Energía "General Mosconi" y de la Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública (ASAP) concluyó que "en el marco de la Ley de Emergencia Económica y de los congelamientos de precios dictados a su amparo el Estado nacional debió hacerse cargo de los mayores costos de los productos energéticos que fue necesario importar –fueloil y gasoil y gas natural- para afrontar el crecimiento de la demanda interna, en un contexto en que la producción interna de gas natural y de petróleo se encontraban en disminución".
En un año y medio el precio del petróleo se desplomó más de 70%
A mediados de 2014 el barril de petróleo cotizaba USD 107 para el crudo ligero de Texas en Nueva York y USD 112 para el Brent del Mar del Norte. Un año y medio después se negocia a una cuarta parte de aquellos valores: 30,44 y 30,86 dólares, respectivamente.
Jorge Lapeña subrayó para mantener el nivel de actividad del sector siguen los incentivos para la producción local de gas y petróleo, con "el esquema es el que estaba en el Gobierno anterior", pues "los costos dependen de los yacimientos, son muchos y distintos: no es lo mismo la explotación de yacimientos convencionales que los no convencionales, y la Argentina tiene muchas cuencas y empresas".
Sin desarrollo sostenido será imposible revertir el déficit energético. En 2011 el rojo comercial del sector fue de fue de USD 3.189 millones, mientras que en 2012 se elevó a 4.075 millones de dólares. En 2013 el saldo energético experimentó un déficit de USD 6.163 millones y en 2014 alcanzó un récord de 8.131 millones de dólares.
Una paradoja fue que el último año la Argentina perdió menos dólares por sus compras de energía por el desplome de precios globales más que por una mayor producción nacional. Así, según el INDEC el déficit energético ascendió a USD 4.129 millones entre enero y octubre de 2015, mientras que el BCRA, con una base de datos diferentes registró un rojo de USD 4.871 millones entre enero y septiembre del año pasado.