La producción petrolera acumulada de enero a julio verifica una leve recuperación de 2,2% frente al mismo período de 2020, con un mejor desempeño durante el último mes de julio. Aunque, por otra parte, si bien es cierto que no se ha alcanzado aún los niveles anteriores a la cuarentena de abril de 2020, con un promedio de 550 mil barriles diarios (kbd) durante el primer trimestre de 2020, la producción no convencional de la cuenca Neuquina viene empujando la actual recuperación en el total, con niveles record mes a mes y un crecimiento acumulado de 29% en siete meses para la producción no convencional petrolera. A partir del segundo semestre, comenzado en el mes de julio, se han superado los 500 kbd en el total, con un record de la producción no convencional petrolera de 168 kbd, y se perfila a alcanzar los niveles totales de febrero de 2020 por encima de los 550 kbd para el último trimestre del año, considerando la performance de la producción de la cuenca Neuquina donde las principales empresas cuentan con desarrollos no convencionales en marcha, y vienen incrementando fuertemente sus aportes a la oferta nacional. De hecho, se verifican para algunos operadores incrementos importantes en los ingresos programados de petróleo Medanito en Puerto Rosales de las principales compañías para los meses de septiembre y octubre, en especial YPF, por sus desarrollos en Loma Campana y La Amarga Chica, y Vista Oil & Gas (que ya había mostrado el salto productivo en Bajada del Palo Oeste), a las que se le suman Shell Argentina, Pluspetrol y ExxonMobil.
Por su parte, los precios de referencia del ICE Brent se ubicaron por encima de los 70 dólares el barril desde el mes de mayo hasta los últimos días, cerrando el promedio de agosto en 70,5 USD/bbl y por encima de los 72 USD/bbl durante la primera semana de septiembre. Aunque los precios locales se ubicaron en los 10 dólares promedio por debajo de sus paridades de exportación, los productores pudieron canalizar parte de su producción hacia el mercado externo, en especial el crudo Escalante que tradicionalmente se viene exportando, y el Medanito, que va ganando participación en las ventas externas y reconocimiento en los mercados a medida que se mantiene la continuidad de los envíos. De esta manera, la posibilidad de destinar parte de la producción al mercado externo que se abrió para los productores de mayor porte de Medanito les permitió mejorar la ecuación de precios en el mix de destinos, y poner en valor recursos existentes no convencionales en línea con la suba de precios de referencia.
Luego de una larga espera, se envía el proyecto de ley de promoción de inversiones de hidrocarburos al Congerso.
Por otra parte, en la edición de la presente Carta Energética se produce el esperado y por demás anunciado lanzamiento de la ley de promoción de hidrocarburos con incentivos fiscales, la posibilidad de cierta recuperación de la disponibilidad de divisas provenientes de exportación, y la de exportar un porcentaje de la producción por encima de una producción incremental definida en forma libre y sin la necesidad de un permiso, aunque con menos entusiasmo entre los productores que al momento de los primeros anuncios realizados desde el año pasado. Lo cierto es que el proyecto que finalmente se envía al Congreso a través del Senado, donde aún el Gobierno tiene quórum propio, (si se repiten los resultados de las PASO lo perdería), abarca un nuevo régimen de exportaciones de petróleo y gas natural, aunque sería solo por un 20% -que puede extenderse hasta el 50%- de la producción incremental tomando una línea de base definida por la Autoridad de Aplicación. Dicha línea de base se calcula sobre el máximo entre el 2019, el de 2020 y el de 12 meses entre mayo de 2020 y abril de 2021 inclusive. Parece que entre otras, esta condición explica el poco entusiasmo entre muchos productores, en especial en aquellos que hicieron el esfuerzo de incrementar la producción en los peores meses de la pandemia, porque dicho crecimiento de volumen le jugará en contra, elevando la base para el cálculo de volumen incremental para disponer libremente de las exportaciones.
Llamativamente, se premia a quienes, por el contrario, hicieron pocos esfuerzos para revertir la declinación. Reconoce un factor de reducción de 15% a todo el volumen de producción para el cálculo de línea de base a aquellos crudos con densidad API menor a 30 grados y que integren en sus procesos de refinación más del 60% de dicha producción de crudo, apuntando claramente a los productores de Escalante y Cañadón Seco. En ese caso, se estaría dando una concesión diferencial respecto a los productores de Medanito que vienen incrementando la producción de no convencionales. Esto, dado el reconocimiento como volumen ‘incremental’ cuando no lo es –ya que se toma una base de comparación 15% inferior-. Esto parece responder más a un consentimiento del ala política y sindical de Chubut que a una cuestión regulatoria o técnica. Por otra parte, establece la obligación de demostrar que se les ha otorgado a los agentes del mercado interno la posibilidad de adquirir el porcentaje no alcanzado por el volumen de exportación beneficiado, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno. Este artículo es similar al régimen actual, donde el productor interesado en exportar, debe ofrecerlo primero al mercado interno. En este caso, es requisito demostrar primero que han ofertado el volumen remanente al de exportación, para acceder al beneficio de exportación del 20% del incremental, sin despejar el sentido de discrecionalidad si no se aclara en una reglamentación adicional.
Más allá de estos puntos, que no son menores a la hora de generar certidumbre en el sector, hay otros puntos que apuntan a generar ciertos beneficios fiscales, el principal es la estabilidad tributaria federal por 20 años, como también de los beneficios promocionales, entre los que se destacan la amortización acelerada para declarar ganancias, devolución de IVA sobre inversiones asociadas al proyecto, hasta 40% de reducción de aranceles a la importación de bienes no producidos, acceso a divisas por el 25% durante 4 años por aquellas ingresadas al proyecto.
A esto se agregan otros estímulos puntuales como un régimen de cancelación de impuestos para inversiones hidrocarburiferas, con un esquema diferencial. Sin embargo, la medida apunta solo a empresas integradas productoras y refinadoras con inversiones mayores a 1000 millones de dólares por año entre 2019 y 2020, como YPF. Así, podrán cancelar hasta el 30% de sus obligaciones tributarias correspondientes al impuesto sobre los combustibles líquidos y dióxido de carbono considerando como pago a cuenta a los quebrantos de todas sus actividades. En cuanto a las pequeñas petroleras, contempla una serie de beneficios para las inversiones en desarrollo de yacimientos convencionales marginales en declinación.
En cuanto a los combustibles, los precios en surtidor permanecen fijos desde el último aumento allá por el 13 de mayo de este año, cuando se había cumplido con una serie de incrementos escalonados, principalmente entre los meses de marzo y mayo. Así, en lo que va del año, para el total del país se registra un crecimiento de 39% para el gasoil y 37% para las naftas, con variantes inter-jurisdiccionales, siendo este incremento en la ciudad de Buenos Aires de 35% promedio, y cumpliendo con una promesa electoral de mantener fijos desde ese entonces los precios de los combustibles, situación que se verifica al último relevamiento de la primera semana de septiembre. De esta manera los precios promedio del país quedan en $95/Lt. las naftas súper, $110/Lt. para la Premium, $91/Lt. el gasoil grado 2 y $107/Lt. el grado 3.
El problema con esta política es que requiere fijar los precios de toda la cadena, o en su defecto, convivir con distorsiones hacia adentro. De hecho, el precio del ICE Brent que se toma como referencia ha aumentado un 40% en dólares en el mismo período pasando de 50 a 70 dólares el barril, mientras que la variación acumulada del tipo de cambio oficial que se toma de referencia para la conversión del barril en dólares acumula un 17,6%. Con esos parámetros, el costo en pesos argentinos del ICE Brent de referencia aumentó un 65% (43.108 $AR/m3 frente a 26.100 $AR/m3 de diciembre de 2019). El resultado de esto es que las compañías involucradas en la cadena de valor, por iniciativa privada, debieron acordar un barril criollo que en principio fue fijo en torno a los 53 y 55 dólares el barril, pero que cada vez se hace menos sostenible. Gracias a este acuerdo implícito, el costo de adquisición del barril “criollo” estuvo en 57,30 dólares en el mercado local en el mes de julio, pero a partir del mes de agosto comienza a dispararse, no por el crudo de la cuenca Neuquina que permanece en los niveles acordados, sino por el de la cuenca del Golfo de San Jorge, tanto de parte del Escalante como del Cañadón Seco que se acercan más a sus paridades de exportación. De esta forma, el costo de adquisición del crudo local estuvo en torno a los 59 dólares promedio ponderado y si se lo pasa a pesos queda en 36148 $AR/m3 y acumula un crecimiento de 52%, dando una señal de que se deberá hacer algo en torno a los precios de los combustibles para no acumular más distorsiones a la cadena. Todo indica que la agenda electoral está muy por encima de estas cuestiones y que terminaría de conformarse un precio interno disociado de las referencias internacionales.
Los márgenes brutos de refinación se han ajustado a la baja desde el mes de junio a agosto y en los primeros días de septiembre. De esta forma, se ubican por debajo de los 20 dólares el barril, en torno a los 19 dólares. Lo anterior responde a una menor trayectoria de los precios percibidos en la canasta de productos a partir de los ajustes en surtidor mencionados anteriormente con un aumento acumulado en dólares del 20% en lo que va del año llegando a 85 dólares por barril, frente al de adquisición del crudo que acumuló un 30%.
Hay que considerar que históricamente el margen bruto de refinación se encontró por encima del de Estados Unidos por tener menos eficiencia relativa y mayores costos de comercialización, y en el mes de agosto pasa a estar en el mismo nivel que el del país del Norte, donde registra un promedio histórico por encima de los 20 dólares.
En cuanto al gas natural durante el primer semestre del año 2021, la producción de gas en cabecera se notó afectada con un descenso relevante del 6,4%, si se lo compara con el mismo período del año anterior. Ahora bien, mientras que en el primer semestre del año 2021 prácticamente no parecía haber señales positivas, a partir de Junio de 2021 muy lentamente parece recuperarse la producción de gas natural. Así, en julio 2021 se verifica un salto de la producción de 3% de la mano de los no convencionales, sustentado en un precio oportuno que planteara CAMMESA, por unos USD 4,40 por MMBTU, se verificaron ofertas adicionales de gas, inclusive en pleno período invernal. Los volúmenes ofertados por los productores resultaron para días puntuales y promediaron los 15 millones de metros cúbicos por día adicionales. Paralelamente, se ofertaron volúmenes incrementales destinados a los comercializadores por más de 3 millones diarios a un precio (promedio) de USD 3,3 por MMBTU.
Por otra parte, se notó el aumento de la inyección de gas proveniente de Bolivia en un 8,83%, en el primer semestre de 2021 y un ascenso en la inyección de LNG importado, del orden del 41,54%. El total de gas importado ha registrado valores del orden de los 20,43 millones de m3 inyectados diariamente, con una variación relevante de crecimiento del 15,87%.
La situación es compleja pues actualmente el valor del LNG se encuentra en ascenso abonándose precios promedio de US$ 8,33 por MMBTU, el más alto de los últimos años. La situación internacional muestra una tendencia creciente de los precios, evidenciándose que en Septiembre de 2021 Europa abonó precios del LNG (Spot) en el entorno de los USD 19,65 por MMBTU. Por su parte, el valor del gas proveniente de Bolivia también aumentó en el tercer trimestre de 2021, y ya alcanza a los US$ 5,10 por MMBTU
El comportamiento del consumo interno, durante el primer semestre del año de 2021, se mantuvo en el entorno de los 110,172 millones de metros cúbicos diarios vis à vis los 110,12 millones que se verificaron en 2020, representando un leve aumento de 0,05%.
El ENARGAS publicó el día 4 de Agosto de 2021 los nuevos cuadros tarifarios que definen los precios del servicio en las zonas frías. Éstos implican la aplicación de descuentos sobre las tarifas de gas natural por redes y en las localidades aisladas provistas a GLP sobre un espectro amplio de Usuarios, bajo la ampliación del Régimen de Zona Fría, propiciado por la nueva Ley 27.637.
El Artículo 1° de la Ley N° 27.637, prorroga la aplicación de este régimen hasta el día 31 de diciembre de 2031. La legislación impone que se constituya un “Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas” abonado por las restante categorías de consumidores y cargadores en sus facturas de gas.
Estos descuentos originalmente eran aplicados a los consumidores residenciales de la Región Patagónica, del departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y de la Región conocida como “Puna”. A ellos se sumaban aquellos Usuarios comerciales y PyMES provistos por GLP.
Ahora bien, la nueva Ley amplía los beneficios del Régimen de Zona Fría a casi todas las áreas del país, a excepción, en términos generales, de la de Capital Federal y áreas cálidas de país, especialmente el NEA. Ello implica que las tarifas de los usuarios residenciales provistos por gas natural por redes abonarán un 50% de la tarifa plena declarada.
Paralelamente, y en sentido opuesto, el nuevo Presupuesto Nacional 2022, presentando ante el Congreso de la Nación el día 16 de Septiembre de 2021, propondría una reducción sustanciosa del monto de los subsidios energéticos afectados al próximo año, no obstante, dado el contexto actual aún se encuentra en pleno debate de la Coalición Oficial, sumándose incertezas.
