El récord alcanzado desde 2014, apoyado por la escasez de oferta y las tensiones políticas entre Rusia y Ucrania, sumó preocupación a un mercado que ya está tenso, tanto en el plano internacional como en el local.
Según datos del Ministerio de Energía de Neuquén, las exportaciones de petróleo desde la provincia ascendieron a 7,7 millones de barriles en 2021, un 45% más que en 2020, con un pico de 1,5 millón solamente en diciembre pasado. Los envíos del crudo a través de Puerto Rosales, en Bahía Blanca, salen ininterrumpidamente desde marzo y se espera que así siga. “Este es otro de los resultados que muestra la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta para generar un flujo incremental de exportaciones y las divisas que el país tanto necesita”, sentenció el gobernador neuquino Omar Gutiérrez.
En 2021 Neuquén concretó ventas por u$s516 millones, un incremento del 180% frente al año anterior, por mayor volúmenes y precios. Esa cifra es un 14% de las inversiones totales estimadas por las empresas operadoras para 2021. Sin dudas, el barril a u$s90 también beneficia a las arcas de las provincias productoras por mayores regalías, e incentiva a una mayor exploración y explotación. El Gobierno espera para 2022 inversiones en la industria por unos u$s8.700 millones, lo que conformaría el mayor desembolso del sector de las últimas dos décadas, a excepción del pico de 2015.
Como contrapartida, el barril a u$s90 encarece la importación de derivados del petróleo, como el GNL necesario para el invierno y el gasoil para la generación eléctrica. En el hemisferio norte el GNL se llegó a pagar hasta u$s39 por millón de BTU y todo indicaría que la época de cargamentos baratos llegó a su fin. El año pasado IESA cerró contratos con buques abastecedores para pasar el invierno por u$s2,87 y, según datos Excelerate Energy, solo con el servicio del buque metanero FSRU Exemplar, la Argentina ahorró u$s255 millones, con un promedio de 12,55 MMm3/día durante tres meses.
Pero ante el nuevo panorama del petróleo, el combustible de la transición energética se encareció en el mundo y en el Gobierno ahora revisan sus cálculos para lanzar una nueva licitación internacional por provisión de GNL, sin lamentar una mayor erogación de dólares por cuestiones energéticas. La proyección es que en 2022 las importaciones de gas desde Bolivia -que el presidente Luis Arce ajustó a u$s5 por millón de BTU promedio-, de GNL y combustibles líquidos para el parque de generación eléctrica treparán a u$s5.500 millones, un número que provoca escalofríos en el Banco Central. El aliciente es que mientras en el Norte hoy suben los precios por el frío y una mayor demanda de GNL, cuando aquí llegue el invierno el consumo mundial disminuye y los precios se relajan.
En el mercado interno el barril a u$s90 también golpea fuerte. A ese valor, el precio de paridad de exportación del petróleo argentino sin retenciones ni costo de logística se ubicaría en torno u$s80-u$s82, dependiendo de la calidad, pero las petroleras cierran ventas por un 25% menos, lo que atenta contra el desarrollo de toda la cadena de la industria de los hidrocarburos. Al mismo tiempo, con el barril a u$s90 algunas refinadoras que no alcanzan la calidad premium requerida de naftas y gasoil para el mercado doméstico deberán pagar más por las importaciones, que sumado al atraso en los surtidores podría desembocar en menor niveles de refinación del crudo local. La brecha de precios obliga a los refinadores a comprar en el exterior la cantidad mínima, solo para cumplir los contratos vigentes firmados con estacioneros locales.
Gerardo Rabinovich, del IAE General Mosconi, alertó por el doble impacto de la escalada internacional del crudo, pero remarcó que también es una buena posibilidad. “Un barril por encima de u$s80 produce excelentes oportunidades de corto plazo para la exportación por parte de las empresas productoras de petróleo de Vaca Muerta y en el Golfo San Jorge particularmente. Hay que evaluar en plazos largos (2025-2030) cuáles son las expectativas de evolución del precio internacional para implementar mecanismos de estabilización de precios internos. Es decir una política energética que sin desconectar los precios locales de los internacionales permita amortiguar la gran volatilidad de los precios internacionales”, señaló.
Para Roberto Carnicer, Director del Área de Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, también es una coyuntura con una doble cara: una para el desarrollo de la producción y otra para el “problema” del precio de crudo en el mercado doméstico. “Desde el punto de vista de la producción y el desarrollo del shale oil de Vaca Muerta, el precio a u$s90 es extremadamente atractivo, el problema es el impacto que podría tener para las refinerías y el precio final en las estaciones de servicio. Es algo que el Gobierno tiene que ver cómo manejarlo, porque es un factor de inflación”, analizó.
Según el académico, la exportación implica ingresos para la Argentina y cuanto más alto esté el crudo, mayor es el desarrollo de Vaca Muerta, lo que podría ayudar a achicar la brecha de precios. “Lo importante es que el mercado de exportación sea superior al mercado doméstico. Allí, con recursos se podría subsidiar al mercado doméstico a partir de los ingresos de las exportaciones, aunque no es el caso y no es la realidad actual. Tal vez en el mercado doméstico una reducción impositiva de las acreencias del Estado en el precio final al surtidor podría ser un factor que permitiera regular el sistema, para que se siga produciendo crudo en Vaca Muerta”.
En Argentina el precio de los combustibles permanecen congelados desde el 18 de mayo. En diciembre pasado, con el barril a u$s80 se calculó un atraso de 12% en las naftas y el gasoil que alcanzaba para cubrir las pérdidas acumuladas del 2021, pero con el Brent a u$s90, el dólar por encima de $210, la postergación de los impuestos y la brecha del crudo local versus el internacional, hoy el atraso en los combustibles supera el 35%, con un 20% promedio solo de tributos no aplicados. Y los estacioneros son de los que más lo sufren.
A pesar que a fin de año y durante las primeras semanas del 2022 crecieron las ventas en las estaciones de servicio por el boom turístico nacional, los dueños de estaciones aseguran que desde 2018 se perdió un volumen de comercialización equivalente a 5,2 meses de trabajo y que en los últimos meses aumentó fuertemente la cantidad de litros que deben despachar para llegar al punto de equilibrio. Hoy una estación necesita vender 355.000 metros cúbicos de combustible al mes para cerrar sus cuentas, una cifra inalcanzable para el 52% del mercado, integrado por más de 5.000 bocas de expendio.
A la espera del descongelamiento, que se menciona de menos de 5% en los próximos días, desde despachos oficiales dejaron trascender una reducción del 12% al 9% del corte obligatorio para mezcla de bioetanol con naftas por una caída en la producción de etanol de caña de azúcar. Se trata de una medida que beneficiará a las petroleras integradas, pero que afecta a los productores de biocombustibles del Norte argentino y a algunos refinadores, que hoy están aprovechando los bios a precio razonable para evitar más importaciones, y para los cuales un recorte del cupo de mezcla les implicará un mayor costo de producción por tener que utilizar más combustible de origen fósil en detrimento del vegetal.
En tanto, en el sector de la comercialización insisten por los crecientes quiebres de stock y el desabastecimiento y advierten que las petroleras prefieren reservar el combustible para abastecer sus negocios, marginando a los más pequeños o las estaciones blancas. Además, alertaron por un mercado paralelo de “nafta blue” por la diferencias de precios entre el canal mayorista, que sí tuvo aumentos del orden del 15% desde mayo de 2021, y que genera un vuelco de los compradores a granel al canal minorista, que por su amplia demanda secan la plaza.
Fuente: Ambito