Por qué no quisiera ser Aranguren

by • 13 marzo, 2016 • LC, Slider 2Comments (0)

Cuando en el 2002 se congelaron precios y tarifas energéticas y se impusieron retenciones a la exportación de crudo y a otros productos mediante el Dec. 310/02, el petróleo fue alcanzado con una alícuota del  20% como derechos a la exportación, luego de varios años sin estar afectado. En aquel entonces,  el sistema energético operaba con excedentes y capacidad ociosa.

Las altas tasas de expansión en la demanda fueron agotando esa capacidad ociosa y los excedentes exportables. Hacia el 2004, el 25% de crudo extraído se exportaba en el marco de un sendero ascendente de su precio en las cotizaciones internacionales. Ese mismo año la resolución 337/ME ampliaba el gravamen a 25%  y unos meses más tarde, a una alícuota móvil con la Res 532/04 alcanzando el 45% si el wti superaba los 45usd/bbl, es decir, una retención  de entre 20usd y 28usd al barril de petróleo destinado a la exportación. Ambas resoluciones fueron planteadas en sus considerandos en la necesidad de desvincular a la economía local de las perturbaciones externas.

La política de mantener deprimidos los precios y tarifas de los energéticos durante varios años, para beneficiar a los consumidores en el corto plazo sin medir sus consecuencias a mediano y largo plazo, socavó los pocos excedentes y condujo al Estado a suplir el déficit de inversión en infraestructura energética privada importando combustibles (gas oil y fuel) y gas natural. No se trató de una a estrategia de corto ,sino de una impericia a la Hotelling, la negación de un axiona tan presente en la actividad petrolera como el tubin o  el casing.

Con el déficit energético en el centro de escena, y con su impacto en las cuentas públicas y externas, el Estado se vio obligado a establecer mecanismos para promover nuevas inversiones privadas con el objeto de ampliar la oferta. Con la Res. 394/07 ME se establecía una mejora en precio interno sustantivamente mayor: un precio de corte de 42usd/bbl, aunque todavía muy lejos de la cotización del WTI que comenzaba ya  a acercarse a los 100usd/bbl, para a los pocos meses alcanzar los 140 usd/bbl (6/2008) y luego caer en la debacle que lo llevaría a los 40usd/bbl a fines del 2008.

En un mar de negaciones, el evidente agotamiento de los recursos hidrocarburíferos llevó al Ministerio de Planificación a continuar en la línea iniciada con el plan “Energía Plus”, promoviendo los programas ‘Gas Plus’, primero, y “Petróleo Plus” y “Refino Plus”, después.

La lógica que guió estos planes era la misma: dividir entre la energía vieja y la energía nueva, gas viejo y gas nuevo, petróleo viejo y petróleo nuevo. El que opera energía vieja y hundió capitales queda anclado a los precios y tarifas intervenidas. La energía nueva o energía incremental se beneficiaría de precios más libres, menos intervenidos. Precios que se deducirían de la estuctura de costos declaradas por el inversor más una utilidad razonable, una lógica cuasi interventora de una actividad que históricamente se caracterizó por regirse en la libre competencia. Específicamente, en el caso del petróleo el mecanismo utilizado para promover la suba de precios del petróleo incremental era un certificado de crédito impositivo transferible, que era deducible de la retención que se pagaba cuando el barril se exporta.

Este crédito reducía la retención efectiva a pagar y, a menor retención, subía también la referencia de precios del petróleo incremental destinado al mercado doméstico. Así el barril criollo pasó del piso de 42usd/bbl a un promedio de 50usd/bbl.  Se trató de un mecanismo enrevesado, de una complejidad y densidad, en el peor sentido de estas palabras, que dificultaba su claro y unívoco entendimiento, careciendo de una de las condiciones básicas que deben tener las normas legales -su simplicidad- y anticipando su fracaso. 

Por otra parte, esa divisoria entre petróleo nuevo y viejo no estaba exenta de suspicacias. Quienes invierten en petróleo nuevo tienen derecho a sospechar que cuando el capital este hundido los van a recategorizar en el petróleo viejo. En consecuencia, en rigor se trata de un estímulo a quienes llevan adelante proyectos que ya estaban en carpeta de ejecución, o proyectos que aseguran el recupero de la inversión en corto plazo. En la figura de petroleo nuevo con las mismas sombras del petroleo viejo, se lee la frase de Olver Holmes: "El joven conoce las reglas, pero el viejo las excepciones". Ergo, aparecen pocos proyectos nuevos, y la producción sigue su curva decreciente, un reflejo del flaco interés que despertaba la Argentina a la hora de hundir las enormes inversiones  que se necesitaban para evitar profundizar la crisis en ciernes.

Debemos recordar que a partir de octubre de 2011 comienza el desdoblamiento cambiario, y por decreto 1277/12 se aprueba el reglamento del régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, donde desaparece la libre disponibilidad de la producción, la libre exportación y la disponibilidad de divisas.

El posterior intento por suspender a principios del 2012 los programas Petróleo Plus y Refino Plus acusando un cambio sustancial en las condiciones globales no hizo otra cosa que cortar la delgada tanza que ponía en funcionamiento la actividad en el Golfo San Jorge, desatando a mediados de año la conflictividad sindical más recordada en las últimas décadas con la escalada de violencia generada por “Los Dragones” en Cerro Dragón. El gobierno interviene restituyendo una segunda versión del programa Petróleo Plus con la Res1/2013 ME..

Con esa resolución se da marcha atrás al anuncio de levantamiento de  equipos en Cerro Dragón, una baja de unos 1.500  trabajadores según el gremio. Se fija un nuevo valor de corte para la producción petrolera destinada a la exportación: 70 usd/bbl. Este esquema se diferenciaba de lo establecido en Petróleo Plus proponiéndose favorecer a toda la industria sin distinción, ni subsidios discrecionales y además, incorporaba un componente de liquidez adicional, ya que la diferencia de precio la empresa la recibía junto con la liquidación de sus exportaciones.

precio ARG crudo

Por otra parte, la Argentina comenzó a reducir aún más los excedentes exportables llegando al 8% del total extraído en la Argentina. En partticular esto se debe a la adquisición de la refinería de Esso en Campana por parte del grupo Bridas creando la firma Axion, en medio de un fuerte aumento del precio de los combustibles en el mercado doméstico azuzado por YPF y su necesidad financiera para desarrollar Vaca Muerta ante el blackout de las inversiones externas esperadas. 

La caída en la cotización del crudo a principios del 2015 (43 u$d/bbl) derivó en la resolución 50/2015 ME que estableció una alícuota del 1% en los derechos de exportación, bajo determinadas condiciones de referencia. Además, se fijaron precios internos de 63 usd/bbl para Escalante (de Chubut) y 73usd/bbl para el Medanito (Neuquén). Pero también, en febrero del mismo año la otrora Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica creó el efímero Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo, que adiciona tres dólares por barril de la producción incremental o de la exportación incremental,  con fecha de caducidad el 31 de diciembre del año pasado.

Vale destacar que todos estos mecanismos aplicados a partir de octubre de 2011, eran, además afectados por las restricciones cambiarias, de manera que las exportaciones además de estar afectadas por las alícuotas de retención, eran percibidas en pesos a la tasa de cambio oficial. Vale esta misma situación para los valores de corte para la venta del crudo a las refinerías locales.

Hoy, como una historia recursiva, pero como un espejo invertido, con el crudo criollo al doble de los precios internacionales el nuevo gobierno enfrenta la necesidad de mantener estímulos a la producción para evitar la desarticulación de la actividad, en particular en la cuenca del golfo san Jorge. El Estado reactiva un programa de estímulos a la actividad que en concreto significan un aporte de 10 usd/bbl que vaya a la exportación. Al mismo tiempo, por ese período queda fijado el precio para el mercado interno de 54,90usd/bbl Escalante para la exportación y  67,50usd/bbl para el Medanito. Esto implica una baja del 23% para del precio anterior, una baja tanto para el upstream como para el downstream.

Pero, en rigor, para el downstream esta baja se vio más que compensada por la suba del 59% del dólar desde la apertura del cepo el 17 de diciembre de 2015. Las refinerías van a pérdida (en particular las no integradas), por cada barril que entra al topping pierden 3u$s. Necesitan la nafta premium por encima de los 21 $ para cubrir sus números en rojo. Imposible de convalidar semejante aumento.  

No será facil salir de este laberinto: en este mometo desmadejar subsidios puede generar una crisis, pero manterlos una crisis mayor. ¿Cómo salir? ¿Mantener subsidiado el precio del. barril criollo e impedir importaciones?, ¿subsidiar al downstream? ¿sopotar inflación en 5% para marzo y abril? ¿reducir el precio interno y enfrentar a los sindicatos petroleros y gobernadores? ¿cuáles son las estrategias a implementar dentro y fuera del gobierno? De decidir se trata, y no hay mucho tiempo…

Aunque hay quienes piensan  que la salida será el acuerdo con los holdouts, tapar con deuda el problema. Como decía Leopoldo Marechal: "…en los laberintos se sale por arriba" Sería un error. No quisiera ser Aranguren.

 Por Luciano Codeseira

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