El precio de la nafta todavía debería subir otro 18% para alinearse con la paridad de exportación como quiere el Gobierno. La evidencia de los últimos 13 años muestra una correlación directa entre precios de los combustibles en dólares y tipo de cambio.
Energía04 de enero de 2024
Luego de aumentar más de un 100% durante el último mes más el ajuste del 27% que se registró este martes en las estaciones de servicio de Axion, Shell, YPF y Puma, el precio de la nafta todavía debería subir otro 18% para alinearse con la paridad de exportación como quiere el Gobierno.
Según un informe de la consultora ECONOMÍA & ENERGÍA, la depreciación del peso obligará a un alza del 8% si se considera un tipo de cambio para los exportadores de crudo de $880 por dólar en marzo de acuerdo a la fórmula de 80% dólar oficial y 20% contado con liquidación.
Por otro lado, los recientes incrementos de los biocombustibles de entre el 28% y el 34% tendrán un impacto del 2% adicional en el surtidor si se mantiene el actual porcentaje de mezcla en naftas y gasoil.
El tercer factor que impulsará los precios de los combustibles será el descongelamiento del Impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono. El mismo viene siendo aplicado desde el 2021 y provocó en 2023 una pérdida de ingresos de 2.800 millones de dólares.
Para recomponer todas las subas atrasadas, deberá incrementarse un 377%, lo que representará un traspaso del 9% extra en el valor final de la nafta.
Finalmente, para llegar al precio de paridad de exportación con un barril internacional a 75 dólares, una tasa de descuento de dos dólares por barril y retenciones del 8%, se necesitaría otro aumento del 25% y así totalizar un alza del 45%.
La cuestión es que según la normativa que estipula el proyecto de Ley Ómnibus, el precio export parity sería solamente el primer paso para terminar convergiendo al import parity. El motivo de ello es que las refinerías locales compran alrededor del 20% de sus ventas en el mercado externo, por lo que los precios deberían seguir esta cotización.
El desafío es que, en un escenario de restricción externa, lo más lógico sería que el tipo de cambio sostenga una fuerte depreciación en términos históricos, lo que torna mucho más compleja esa alineación a valor internacional.
La evidencia de los últimos 13 años muestra una correlación directa entre precios de los combustibles en dólares y tipo de cambio. “Por lo general, los períodos con precios en dólares de los combustibles en surtidor relativamente elevados se produjeron en el contexto de un tipo de cambio apreciado”, indica el informe de Economía & Energía.
De hecho, los precios de los combustibles en surtidor alcanzaron sus máximos valores entre 2012 y 2015 cuando promediaron 1,81 USD por litro, uno de los períodos con tipo de cambio real más atrasado.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles/día entre enero y octubre, el 18% del shale total del país. Le siguen La Amarga Chica con 69.600 barriles, Bajada del Palo con 63.900 barriles, y Bandurria Sur con 60.800 barriles. En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57%.
La compañía anunció junto al gobernador Figueroa la ampliación de programas en temáticas sociales críticas para la provincia, en el marco de la firma de un Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”. TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación del bypass de Añelo y del programa de Becas Gregorio Álvarez.
