Entre la agonía y el éxtasis

Fue una reunión tensa en donde los representantes de los principales segmentos de la cadena de hidrocarburos –productores y refinadores- expresaron su propuesta en relación a al precio del hidrocarburo que debería aplicarse a partir de enero del año próximo.
Desde un primer momento, Aranguren se limitó a asumir un rol de árbitro en la negociación y dejó en claro que no quiere intervenir en la fijación del precio de mercado dado que, a su entender, eso “atentaría contra la previsibilidad del mercado y la captación de nuevas inversiones”. La idea del ministro es alcanzar, más temprano que tarde, “una convergencia con el precio internacional a fin de recuperar el funcionamiento del libre mercado”.
La posición de los productores no integrados fue defendida por el gerente comercial y de planeamiento de negocios de Chevron Argentina, Ricardo Aguirre, y el country manager de Pluspetrol, Germán Macchi. Los representantes de las principales productoras de petróleo de la Cuenca Neuquina pidieron un escalonamiento del precio interno del crudo Medanito –el más solicitado por las refinerías locales-, partiendo de un valor de US$ 63,50 hasta llegar a un precio de US$ 55 en agosto o septiembre de 2017.
Además reclamaron al Gobierno que encuentre alguna forma para limitar la importación de productos derivados por parte de refinadores y traders de combustibles. La compra al exterior creció significativamente en este año y provocó notables bajas en las ventas del crudo Medanito en el mercado local, lo que en la práctica provoca un descenso en el precio doméstico del crudo.
Como los productores ya tienen al máximo su nivel de almacenamiento, empresas como Chevron, PlusPetrol, TecPetrol o Entre Lomas se están viendo obligados a vender, incluso por debajo del precio internacional, el crudo Medanito. En este contexto, la semana pasada una petrolera cerró una operación para vender este tipo de crudo a US$ 50 por barril y otras lo hicieron a US$ 53. Este valor significa un 30 por ciento menos respecto de los precios de venta de septiembre u octubre que rondaba los US$ 63. Si la situación se mantiene, advirtieron, “bajará significativamente el nivel de inversión”.
La posición de YPF, en su condición de empresa integrada, va en la misma línea dado que su presidente, Miguel Gutiérrez, propuso un sendero de precios para converger gradualmente en la segunda mitad de 2017 con el precio internacional. El directivo señaló también “la necesidad de aumentar el precio de combustibles en surtidor a fin de generar las condiciones para avanzar en ese reacomodamiento progresivo”.
La posición de las refinadoras, por el contrario, apunta a acelerar la convergencia con el precio internacional. Alegan que con una devaluación del 60% , desde diciembre del año pasado hasta la fecha, el negocio de downstream no resiste en términos económicos seguir pagando un precio diferencial para el crudo que se produce localmente. Cuestionan también la decisión del Gobierno de dejar de comprar fuel oil para el sector de generación a precio más alto. De hecho, Cammesa, la empresa que maneja el mercado eléctrico mayorista, dejó de comprar este tipo de combustible, ya que se paga a US$ 75 por barril contra los US$ 45 que cuesta a nivel internacional.
Como resultado de la incertidumbre en torno a los precios internos del petróleo, en los últimos días se produjo una amplísima dispersión de precios entre productos que, en términos de calidad, no difieren demasiado. Por ejemplo, una empresa de la Cuenca Austral se vio obligada a vender crudo a US$ 48 por barril, se trata de un petróleo liviano llamado Hydra, cuyo precio fue calculado en función de la variación del Brent menos siete dólares.
Empresas como Roch están en esa situación. Así también compañías de la Cuenca del Noroeste fueron notificadas por Refinor, la empresa que monopoliza el negocio de refinación en el norte del país, de que a partir de enero pagarán un precio de Brent menos cinco dólares por barril. De nuevo, el crudo de la Cuenca del Noroeste, que no difiere demasiado al de la Cuenca Neuquina en términos de calidad, se pagará hasta un 15% menos.
En ese escenario, una de las alternativas que barajan los productores no integrados de crudo Medanito es empezar a exportar petróleo. Sobre todo a partir de que esta semana el Brent superara por primera vez en casi dos años la barrera de los US$ 55 por barril. En ese sentido, varias empresas analizan realizar una exportación compartida de crudo. Incluso se barajó la posibilidad de contratar en conjunto un barco de 75.000 metros cúbicos para vender, por primera vez en casi quince años, crudo Medanito al exterior.
Los empresarios involucrados volverán a para dar continuidad a esa discusión.