El aumento de los precios internacionales del petróleo y del gas licuado preanuncian un escenario de escasez y problemas de abastecimiento para la industria y el agro, además de impactar de manera directa en los subsidios a la energía y en las reservas del Banco Central.
Analistas del mercado energético sostienen que el Gobierno deberá administrar la falta de gas en invierno, con cortes programados de energía eléctrica en la industria. Y también 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 internacional.
Los precios del petróleo y del gas volvieron a subir, luego de que el secretario de Estado de EE. UU., Antony Blinken, dijera que están evaluando, junto a la Unión Europea, dejar de importar petróleo de Rusia, uno de los principales países exportadores del mundo, al que Europa le compra alrededor de 30% de su consumo.
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El Brent, la cotización internacional del barril de petróleo que se toma de referencia en la Argentina, llegó a casi US$130, su nivel más alto desde la crisis financiera de 2008. Si bien la cotización luego bajó luego a US$123, aumentó casi 5% respecto a los US$118,11 del cierre anterior.
Esta suba genera grandes ganadores y perdedores en el mercado doméstico. Las productoras de petróleo, como Pan American Energy (PAE, dueña de Axion), Vista, Exxon Mobil, Chevron y Shell, se benefician con la suba, ya que desde 2020 lograron un buen ritmo de exportación de los excedentes que genera la productividad del yacimiento Vaca Muerta, en Neuquén. Lo contrario ocurre con las refinerías Raizen (que tiene la concesión de las estaciones de servicio Shell) y Trafigura (Puma Energy), que importan alrededor de 15% del gasoil que venden, a pérdida, en el mercado local.
Entre las que más sufren el aumento del precio internacional del crudo está YPF. Si bien la petrolera con control estatal es la principal productora de petróleo del país, utiliza toda su producción para cubrir el mercado interno, donde, por decisión política, los precios de los combustibles surgen a partir del llamado “barril criollo”, fijado por la Secretaría de Energía en alrededor de US$60, aproximadamente la mitad del valor internacional.
YPF también importa gasoil para abastecer el mercado interno, ya que sus refinerías no pueden procesar toda la demanda del país. Ampliar las refinerías requeriría mayores inversiones, que llevan tiempo y que ninguna empresa está dispuesta hacer con precios locales muy por debajo de los internacionales.
La situación es más preocupante al iniciarse la cosecha gruesa y aumentar 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, monto que surge de la diferencia entre el valor internacional y el de venta al público, en el mercado doméstico.
Esta pérdida que deberá afrontar YPF solo en gasoil se suma a los volúmenes que también debe importar la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), de control estatal, para las generadoras eléctricas. Este escenario podría provocar cortes en el suministro o bien un aumento en los precios del mercado mayorista eléctrico, lo que ya se nota en algunas provincias.
Otra preocupación en la industria petrolera surgió en los últimos días, al comunicar el Banco Central que se integraba al sistema integral de monitoreo de importaciones (SIMI), restringiendo aún más la venta de divisas.
En el sector petrolero explican que existe un problema de precios, que están atrasados 8% por el incremento del Brent de las últimas semanas, al que ahora se sumó la escasez 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 por los mayores precios y las cantidades para abastecer la mayor demanda postpandemia.
Pero la suba del precio del petróleo es un asunto menor para el Gobierno si se lo compara con las 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 3.290 millones de 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 superaba los US$23, puesto que la salida de la pandemia generó un desbalance entre la mayor demanda de gas y la lentitud en la oferta, al haber menores inversiones internacionales en combustibles fósiles, en el mundo, desde que se aceleró la transición energética.
En el Gobierno esperaron a que baje el precio, ya que el invierno argentino coincide con el menor consumo de gas, por ser verano en el hemisferio norte. Pero la invasión de Rusia a Ucrania cambió todo y el GNL se disparó, llegando a cotizar a US$76 el millón de BTU. Si bien luego bajó, sigue en valores en torno a los US$50, que más que quintuplican los del invierno pasado.
Además del precio, otro problema son las cantidades que se necesitan importar. Por un lado, Argentina no cerró el contrato de importación de gas de Bolivia. Y por otro, dada la todavía baja disponibilidad de agua en los embalses para generar energía hidroeléctrica, por la sequía generalizada en todo el país, para 2022 se requerirán 70 buques de GNL, 15 más que en 2021. 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.
Según el analista Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, “el Gobierno ahora tendrá la difícil tarea de administrar la escasez, porque no va 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.
En esto coincide Mauricio Roitman, expresidente del Enargas, quien señaló que el Gobierno tiene 2 malas opciones: que haya desabastecimiento o pagar precios exorbitantes. “Si se importara la cantidad necesaria de GNL a los precios del año pasado, hubiese implicado un costo de US$1.300 millones; con los valores actuales, costará US$8,500 millones. Lo más probable es que el Gobierno termine usando los US$500 millones que estaban destinados a la construcción del gasoducto”, para cubrir ese faltante de fondos, indicó.
