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Combustibles: la disputa comercial entre las tres grandes petroleras del mercado

Los entretelones de la disputa comercial en el mercado de combustibles deja en evidencia que las estrategias de YPF, Shell y Axion Energy, las tres mayores petroleras del mercado, son cada vez más diferentes. YPF no quiere perder de vista el desarrollo de Vaca Muerta. Shell apuesta a que se recomponga el precio de los combustibles para igualar la paridad de importación y Axion se respalda en Cerró Dragón.

YPF aumentó el sábado un 1% el importe de sus combustibles. Fue la segunda suba en una semana. En esta ocasión se trató de un incremento menor en respuesta al alza del precio de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y gasoil, que por decisión del Gobierno se elevaron entre un 5% y un 7% a partir del 1º de julio. La disposición del Ministerio de Energía, que dirige Javier Iguacel, publicada el jueves pasado, sorprendió a los empresarios del mercado de combustibles. También en el piso 32 de la torre de YPF en Puerto Madero.

El lobby de exportadores agropecuarios (los productores de biodiesel son las grandes cerealeras que venden soja y derivados al exterior) y de los gobernadores y empresarios del norte del país con intereses en los ingenios azucareros de donde surge la materia prima para producir bioetanol mantiene infalible su poder de acceso a la Casa Rosada.

En resumen, las tres mayores petroleras del país -YPF, Shell y Axion Energy- incrementaron sus precios de venta en surtidores entre un 6% y un 11,5% en lo que va de julio.

En rigor, la mejora neta de los ingresos de las empresas descontando el componente impositivo fue más alta. En el caso de la nafta Infinia, el combustible premium de YPF, el aumento orilló un 11%. En tanto que en la V-Power de Shell, la nafta con mayor octanaje de la marca anglo-holandesa, el aumento neto del combustible fue cercano al 13%; dos puntos más que el informado por la petrolera. ¿Cómo se explica esa diferencia? Por el impacto del Impuesto sobre los combustibles (ex ITC) que, al tratarse de un monto fijo definido de manera trimestral (a partir de la reforma impositiva se dejó de calcular en base a un porcentaje del precio de los combustibles a la salida de refinería), licúa la suba aplicada por la petrolera. En definitiva, el incremento del precio final de venta al consumidor termina siendo menor.

La crisis provocada por la escalada indetenible del dólar obliga a las petroleras a monitorear “día a día” el mercado de combustibles según la evolución de las grandes variables que inciden sobre el negocio: el tipo de cambio y el precio internacional del barril de crudo, que este martes volvió a subir (esta mañana el Brent cotiza en US$ 78,94). “Hoy no hay margen para proyectar nada. Es día a día, semana a semana. Confiamos en que el gobierno pueda contener el dólar cerca de los 28 pesos. Pero no hay certezas”, admitió el titular de una petrolera.

En un escenario signado por la incertidumbre, los jugadores de la industria petrolera diseñan su estrategia comercial en base a drivers diferentes.

Estrategias comerciales

YPF, la mayor empresa del mercado, con una participación en combustibles superior al 56%, enfrenta una situación compleja: debe recomponer su cash flow operativo (que depende, en gran medida, de sus ventas en surtidores y se vio afectado significativamente por la devaluación del 40%), pero sin perder de vista la captación de inversores para Vaca Muerta. La petrolera no quiere que el Gobierno intervenga en la fijación de precios en el mercado de combustibles. Tampoco en los precios internos del petróleo. En esa clave, el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, le envió una carta al ministro de Energía, Javier Iguacel, en la que solicita dejar sin efecto el acuerdo firmado el 8 de mayo, que se extendía hasta abril del año que viene. La apuesta de YPF es reestablecer el precio en dólares de los combustibles (en línea con el precio de paridad importación) durante los próximos 6 u 8 meses. Debe recuperar una diferencia que oscila entre un 20% y un 25% según el combustible en cuestión. Para eso, confía en concretar cuatro aumentos en surtidores antes de febrero de 2019. Desde la óptica de YPF, son los privados quienes deben liderar la transición del mercado petrolero hacia una nueva convergencia con los precios internacionales.

Cualquier intervención del Estado, ya sea fijando un precio interno del petróleo o regulando los incrementos en surtidores a través de un acuerdo (tal como pretendía el ex ministro Juan José Aranguren), será visto como un retroceso por los inversores internacionales que están mirando Vaca Muerta.

YPF pagó en junio 67 dólares por el crudo Medanito que procesa en sus refinerías de Ensenada y Luján de Cuyo. El Brent promedió el mes pasado los 76 dólares, es decir, nueve dólares más. En la industria calculan que el costo del transporte y logística del crudo exportado desde la Argentina se lleva entre dos y tres dólares por barril. Por lo que sostienen que el precio de exportación (export parity) del crudo Medanito habría rondado en julio los 74 o 75 dólares. Es una ponderación contrafáctica, dado que el petróleo neuquino no se exporta porque es el más demandado por las refinerías locales. “Con este precio del petróleo, tenemos que recuperar entre 7 y 8 dólares por barril. Debemos buscar esquemas comerciales con los productores que nos permitan ir reduciendo esa diferencia en los próximos meses. Podemos abonar un precio ahora y pactar la diferencia en el tiempo. Hay alternativas”, comentaron allegados a la petrolera controlada por el Estado.

La clave, desde la óptica de YPF, es mantener en agenda el interés de los inversores por Vaca Muerta, la formación no convencional de hidrocarburos que podría convertirse en la próxima década en el mayor reservorio de petróleo del país. “Si podemos recuperar a razón de un dólar por barril por mes, en ocho meses podríamos converger con el precio internacional, siempre y cuando el Brent no supere la barrera de los 80 dólares”, indicaron.

Descartan acuerdo de precios

El ministro de Energía comparte esa visión. Iguacel comentó a ejecutivos privados con los que se reunió en estos días que en el segundo semestre espera que petroleras anuncien el lanzamiento de proyectos en Vaca Muerta por alrededor de 250.000 barriles diarios de petróleo equivalente (bep/d). A priori, parece un objetivo demasiado ambicioso, pero en cualquier caso el ministro está convencido -al igual que la conducción de YPF- que un acuerdo de precios en surtidores ahuyentará a los inversores internacionales.

Un acuerdo de esas características es lo que más beneficiaría a refinadoras no integradas como Shell y Trafigura, una de las mayores comercializadoras (trader) de combustibles a nivel global que adquirió la refinería Pedro Elizalde, en Bahía Blanca, y la red de estaciones de bandera Petrobras.

Ambas empresas defienden la aplicación de un precio interno del petróleo que esté desfasado de la cotización internacional, tal como el que existió hasta fines del año pasado. Es lógico: tras la violenta devaluación del peso, no están en condiciones de reconocerle a los productores (Sinopec, Pluspetrol, Tecpetrol, Vista Oil&Gas y Capsa, entre otras) el precio pleno del petróleo. “Tras la suba en surtidores, Shell ofrece pagar cerca de 63 dólares por el crudo Medanito”, explicó a EconoJournal un encumbrado directivo del sector. “Por encima de eso, pierda plata”, agregó.

Empresas como Shell, que está en pleno traspaso de sus activos a Raízen (controlada por el grupo brasileño Cosan), y Trafigura no apuntalan su negocio en el desarrollo de Vaca Muerta, que aún requiere de altos precios del petróleo para confirmar el interés de petroleras internacionales. En su caso, la necesidad es resolver cuanto antes esta coyuntura negativa en el negocio de combustibles.

En el Gobierno están al tanto que los números de la petrolera anglo-holandesa, al igual que los de Trafigura, fueron negativos en mayo y junio. “En mayo, Shell perdió cerca de US$ 20 millones”, admitieron allegados al Ministerio de Energía. Pero, al mismo, relativizaron el impacto en el EBITDA (ingresos antes de impuestos) de la compañía para 2018. Sobre ese punto, interpretan que hoy es la brasileña Raízen quien está presionando por una recomposición acelerada de los precios en surtidores. Y profundizan el análisis: “El año pasado, cuando todavía estaba vigente el esquema de barril criollo y el petróleo valía más caro en el país que en el mundo, Shell fue quien más se benefició de importar combustibles más barato y revenderlo en el mercado local”. “Sabemos que la situación es complicada pero creemos que en un par de meses será menos grave si logramos ir reacomodando los precios relativos de las naftas y gasoil”, afirmó un funcionario cercano a la Jefatura de Gabinete.

Tendencia incierta

Entre las petroleras privadas coexiste otro diagnóstico. Al igual que muchos economistas de la city porteña, algunos empresarios del sector descreen de la capacidad del gobierno para frenar la escalada del dólar. Y al mismo tiempo, advierten que la tendencia del precio internacional del petróleo, en lugar de ir hacia abajo para acercarse a los 70 dólares, como pronosticaban muchos analistas, sigue siendo alcista. “El Brent está de nuevo casi en 80 dólares. Si el precio sigue subiendo será casi imposible manejar la presión en surtidores sin un acuerdo con el Estado para regular el precio interno del petróleo”, advirtió el gerente de Planeamiento de una petrolera.

El tercer gran jugador del mercado de combustibles es Axion Energy, que quiere desplazar a Shell del segundo lugar en el ranking. La firma controlada por Pan American Energy (PAE), el holdind entre Bridas y BP que preside Marcos Bulgheroni, posee una línea de análisis diferencial. PAE exporta un 40% del crudo Escalante que produce en Cerro Dragón, el mayor yacimiento de petróleo de la Argentina. La ecuación de la compañía es, por ese motivo, diferente a la de YPF y Shell, que venden en el mercado local la mayor parte de su producto. En el caso del tándem PAE-Axion la variable externa es muy importante porque la compañía vende a precio internacional un porcentaje significativo de su oferta de petróleo Escalante, que por su calidad (tiene una baja graduación API) no puede ser procesada en las refinerías locales.

Desde la óptica del Ministerio de Energía, el negocio de PAE está más protegido que el del resto: interpretan que si bien sus ingresos por la venta de combustibles se vieron erosionados por la devaluación, por otro lado se ven beneficiados por exportar casi un 40% de su producción a precio internacional dolarizado.

Fuente: https://econojournal.com.ar/2018/07/combustibles-la-diputa-comercial-entre-las-tres-grandes-petroleras/

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