En medio de la crisis cambiaria, el acuerdo con el FMI y el reemplazo de Juan José Aranguren por Javier Iguacel al frente del Ministerio de Energía, pasó casi inadvertida una novedad clave para el sector energético: por primera vez en 15 años dejó de caer la producción de petróleo y gas natural. Según datos del Instituto Argentino de Energía General Mosconi (Iaegm), en mayo la producción de crudo subió 3,2% con respecto a igual mes de 2017 -la más baja de la última década-, en tanto que la de gas creció 4,2%.
No es una noticia para descorchar champagne. Aunque la extracción de petróleo registró tres alzas mensuales consecutivas, todavía muestra en los últimos doce meses una merma de 2,6%, a diferencia del gas que repuntó 1% en el mismo período. Pero este punto de inflexión, al menos, podría haber sido aprovechado por la Casa Rosada para darle sentido a los cambios que está produciendo en el sector energético tras el salto de 50% del dólar durante el primer semestre y cuyo impacto por ahora sólo se hace ver en los surtidores.
Días atrás, Iguacel declaró que los precios -en dólares- de las naftas y el gasoil eran los más bajos de la región, lo cual es tan cierto como que en enero (con el dólar a $20) resultaban los más altos detrás de Uruguay, que esa volatilidad obedece a la devaluación y no es un consuelo para los consumidores con ingresos en pesos.
Sin embargo, el consenso sobre la necesidad de estabilizar el mercado cambiario también se extiende a la energía, cuyos precios están dolarizados y, en el caso de los combustibles, alineados desde octubre de 2017 con la cotización internacional del crudo Brent, su equivalente en pesos al dólar mayorista y el componente de biocombustibles (10/12%). Cuando entonces Aranguren dispuso el fin del "barril criollo" y la liberación de precios, pocos suponían que ocho meses más tarde el Brent iba a trepar 35% (de US$58 a más de 78 por barril) y la cotización del dólar nada menos que 63% (de $17,45 a $28,50). Hasta fin de febrero ambos promediaban 14% pero luego se aceleraron. De ahí que en plena corrida cambiaria acordó con las petroleras -a instancias de la Casa Rosada-, una postergación de los ajustes para atenuar su impacto sobre la inflación, seguida de dos aumentos provisorios de 3% para junio y julio que quedaron prematuramente desactualizados. Este parche se asemejó al fallido congelamiento del dólar que ensayó el Banco Central en febrero y marzo a costa de una venta récord de reservas.
Para cortar por lo sano, Iguacel -a pedido de YPF y con la venia de Mauricio Macri- dio de baja ese acuerdo a fin de volver a liberar los precios y que las petroleras fueran actualizándolos en un marco de competencia. La señal de alarma fue el derrumbe de las acciones (ADR) de las compañías energéticas en Wall Street (donde YPF cayó de US$27 a US$13,9) tras el relevo de Aranguren. También pesó la opinión de los ex secretarios de Energía acerca de que un problema de mercado no podía ser resuelto con precios políticos para el petróleo sin afectar las inversiones en marcha. Especialmente en Vaca Muerta, donde la producción no convencional de crudo ya alcanzaba en marzo a 10% del total y la de gas natural a 27,5% en el promedio móvil de los 12 meses previos, según el Iaegm.
Pese a los aumentos de los combustibles de las últimas dos semanas (con extremos en 6/8% de YPF y 9/12% en Shell), en el sector estiman que aún resta cubrir un retraso de 20 a 25%. La situación es diferente para las empresas que producen y/o exportan petróleo y las que deben comprarlo para refinar, a precios que en julio equivalen a US$68 el barril y explican los cupos de volumen para estaciones de servicio sin marca (blancas). Esa brecha se irá reduciendo a través de sucesivos ajustes mensuales hasta fin de año, que algunas compañías califican como "quirúrgicos" para evitar una caída de ventas internas, que en abril registraban un alza de 8% interanual. Aun así, la magnitud dependerá de la cotización del Brent (que en la última semana bajó casi US$4 a US$74,5 el barril); del dólar mayorista (que acaba de perforar el piso de $28) y de las estrategias de las empresas para recuperar su punto de equilibrio. Por caso YPF, que lidera el mercado con 55% de las ventas, subió más los precios de venta al público de la nafta premium que de gasoil y súper, cuyo componente de impuestos es de 35,4 y 40,1% del total.
Otro anuncio relevante de Iguacel es restablecer progresivamente valores de mercado para el gas natural, cuyos precios mayoristas están regulados por el Ministerio de Energía y subsidiados por Cammesa (la operadora estatal) para la generación de electricidad.
Esta decisión será puesta en marcha a partir de agosto por Cammesa, a través de licitaciones de módulos fijos de provisión de gas por varios meses, a fin de bajar el costo para los generadores que actualmente se ubica en US$5,20 por MBTU (la unidad de medida) y, por ende, el componente de subsidios estatales, que repuntaron en mayo debido a la devaluación. La elección de la época no es casual, ya que las compras apuntan a la producción de gas de verano, cuando baja la demanda y las petroleras cuentan con excedentes ante la imposibilidad de almacenarlos para el invierno. Si el esquema funciona, el ajuste de agosto en las facturas de electricidad sería menor que el esperado. Podría ubicarse en torno de 20% por la fórmula de actualización semestral basada en la inflación y los salarios. .
El mecanismo podría replicarse para el consumo residencial de gas, que bajó 10% en los últimos 12 meses debido a los ajustes tarifarios, aunque el precio mayorista también está regulado y subsidiado por la ex Enarsa (ahora Ieasa), a diferencia del industrial donde está desregulado y con precios libres. En abril el precio regulado fue de U$S4,68 por MBTU, con un sendero creciente para llegar a US$6,80 en octubre de 2019. Como el valor de abril estaba calculado a un dólar de $21, ahora se reduce a US$3,64 (22% menos) con el dólar a $27. Esta baja en dólares moderaría en octubre el impacto sobre las tarifas de transporte y distribución, que deberá ajustarse en pesos por la inflación del semestre previo en un porcentaje algo inferior o similar.
De todos modos, en algunos despachos oficiales se evalúa la posibilidad de suspender ese sendero de ajustes (que debería llevar el precio a US$5,30 en octubre) y reemplazarlo también por subastas de módulos diferenciados de oferta y demanda estacional de gas por parte de distribuidoras y usinas eléctricas para converger hacia un modelo de mercado a más largo plazo. Aquí el problema es que Ieasa importa gas natural desde Bolivia y Chile más GNL (licuado regasificable) para cubrir el déficit entre la oferta y demanda invernal y subsidiar la diferencia de precios para los consumos residenciales. Una opción sería establecer una transición con precios base para las subastas de gas en verano e invierno, cuando en el pico de demanda los productores podrían competir contra el gas importado, que en el caso del GNL se ubica en torno de US$9 por MBTU, en tanto que el fuel oil y diésel oil para generación eléctrica equivale a un rango de US$12/16 por MBTU.
El Estudio Montamat estima que en los meses de verano la demanda total de gas natural se ubica en torno de los 110 millones de metros cúbicos diarios y en los de invierno llega a picos de 160 millones, con un promedio de 130 millones. A su vez, la producción se ubica en torno de los 120 millones y podría llegar a 150 millones con el aporte de Vaca Muerta. Para incentivar una mayor extracción no convencional de gas y reemplazar importaciones, el Gobierno fijó en 2017 un precio de US$7,50 por MBTU que reducirá hasta US$6 en 2019 para nuevas inversiones de un conjunto de compañías. En este sentido, la inversión de Tecpetrol en el yacimiento Fortín de Piedra aporta desde este año 8 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Otra buena noticia es que el déficit de la balanza comercial energética se redujo 21%, al pasar de US$1025 millones en los primeros cinco meses de 2017 a US$810 millones en igual período de este año.
N. O. S.
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