Economía

“No me parece mal la discrecionalidad para una rebaja de tarifas cuando hay ganancias extraordinarias»

Tras la última decisión adoptada por el gobierno de mantener congeladas las tarifas de naftas y gasoil por octubre, el presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, dio su punto de vista sobre el tema. “Vamos a tener una ganancia del orden de US$ 30 millones con la exportación de energía a Brasil. ¿Qué es mejor? ¿Que Ancap se quede con esa ganancia o que esa ganancia sirva para financiar un colchón para no aumentar los combustibles? No me parece descabellado”, dijo. El titular del ente también se refirió al futuro de la refinería de La Teja, los planes para promover la producción de hidrógeno verde y el proceso para sumar un inversor privado al negocio del pórtland. Lo que sigue es un resumen de la entrevista que Stipanicic mantuvo con El Observador.

¿Le sorprendió la decisión del Poder Ejecutivo de mantener congeladas las tarifas de los combustibles en octubre pese al informe de paridad de precios de importación de la Ursea?
Es una decisión que estaba dentro de las potestades y dentro de lo posible. Como realmente Ancap tuvo muy buenos números en el primer semestre a pesar de todo, parece razonable que se utilice ese colchón que se generó con resultados genuinos para poner un alivio en la economía.

Otra opción pudo ser que, como es un ingreso extraordinario, por ejemplo, se podría haber apelado a reducir endeudamiento y eso bajara carga de intereses ¿Eso se manejó?
En marzo o abril de este año habíamos pedido autorización al Poder Ejecutivo para endeudarnos en US$ 40 millones una vez, y en US$ 100 millones un par de meses después. El año pasado, a pesar de todo lo que pasó, Ancap bajó deuda por US$ 45 millones, y si este año hubiéramos tomado los US$ 140 millones que le pedíamos al Poder Ejecutivo íbamos a llegar a fin de año con unos US$ 20 millones por encima del nivel de endeudamiento que tenía Ancap en 2019. Lo que pasa es que el resultado del primer semestre fue tan bueno que en este momento estamos previendo que vamos a bajar, además de los US$ 45 millones de deuda el año pasado, US$ 79 millones más en 2021. Entonces, de hecho bajamos deuda y aun también nos sobraron esos US$ 24 millones que vinieron como resultado extraordinario de la exportación de energía (de UTE) a Brasil. Todos los pagos de capital que podíamos hacer este año los vamos a hacer, y no va a ser necesario renovar deuda, por lo menos para este año. Es posible, y ya hemos pedido al Poder Ejecutivo que nos autorice a prorrogar la autorización hasta el primer semestre del año próximo para cubrir cualquier eventualidad con los US$ 40 millones iniciales. Pero, por ejemplo, en este momento estamos descartando los US$ 100 millones adicionales.

Se generó un debate después de la decisión del Poder Ejecutivo porque da la impresión de que se están dando señales confusas. Se estaba apelando a un sistema de precios más transparente y de nuevo apareció la parte discrecional incorporando un nuevo elemento que no se había anunciado como variable. ¿Esto puede perjudicar o afectar la imagen del proceso de ir hacia un PPI?
Lo que puedo decir es que una cosa es la discrecionalidad para generar resultados forzados, y otra cosa es para trasladar al púbico un resultado extraordinario positivo. No me parece descabellado que se utilice la discrecionalidad para hacer una rebaja o un no aumento en un escenario alcista, cuando hay una exportación de energía a Brasil que no estaba dentro de los planes de nadie. Aprovechar una exportación extraordinaria para contener los precios es como si hubiéramos tenido un fondo de estabilidad que no estaba previsto. En ese sentido, no me parece mal. Más allá, obviamente el gobierno se comprometió a aplicar un sistema y aplicarlo a rajatabla. Claro, en esta circunstancia no lo está aplicando, pero hay que entender la excusa que utiliza y la razón valedera que hay atrás. Nosotros pensamos que para todo el año vamos a tener una ganancia del orden de US$ 30 millones con la exportación de energía a Brasil. ¿Qué es mejor? ¿Que Ancap se quede con esa ganancia o que esa ganancia sirva para financiar un colchón para no aumentar los combustibles? No me parece descabellado.

¿Se mantuvo en los números del tercer trimestre el efecto por las compras de UTE ?
No, están bajando. Los indicadores de precios y los márgenes de refinación cambian un poco y el spread (margen) que tenemos con las ventas de UTE bajó un poco. Con los volúmenes ahora previstos, de US$ 24 millones en el primer semestre, estaríamos pensando en US$ 32 millones en todo el año. O sea, subir US$ 8 millones más por lo menos de ganancia en las ventas a UTE.

Es muy difícil hacer futurología con las tarifas, pero se está viendo un escenario con un precio del crudo tonificado, en el eje de los US$ 80 por barril. Ancap hace sus previsiones de compra con antelación y el precio actual no necesariamente tiene relación directa con el precio en surtidor de hoy. ¿Cómo está hoy calzado Ancap y cuál es la situación pensando en el cierre del año?
Tenemos una indicación de precio de venta que es a paridad de importación del 25 al 25 de cada mes. Tenemos un descalce en cuanto a nuestros costos de producción y el precio de venta. Fijamos el costo de producción entre dos y dos meses y medio antes del mes de venta que se fija más adelante. Si el precio internacional va subiendo, nuestro costo va a ser menor al costo comparable del precio de venta. Si los precios –internacionales– bajan, el costo relativo va a pesar más que el precio de venta. Entonces, en los próximos meses debemos esperar que se mantenga la indicación de precios que tenemos en los últimos meses, que es con un spread con margen de refinación más o menos constante. No deberíamos tener problema, pero no sé qué va a pasar con la gasolina y el gasoil en el mercado internacional. Está en llamas toda Europa por el precio de los combustibles con estos niveles, que son muy altos.

En Ancap se ha planteado la necesidad de contar con coberturas para el valor de los inventarios. ¿Cómo viene eso?
Seguimos avanzando, lo que pasa es que el mercado está tan inestable que la prima para pagar la cobertura por el volumen que tenemos que cubrir es muy alto y nos consume casi todo el margen de refinación, casi la mitad en promedio. Entonces, es como asumir un riesgo muy grande de un costo que nadie lo reconoce. Estamos tan finos en los números con los márgenes que nos fija la Ursea, que si nosotros contratamos esa cobertura incurrimos en costos que no podemos cubrir. Distinto sería si estuviésemos en el régimen anterior y el Poder Ejecutivo nos dice: ‘mira que el precio de venta va a quedar congelado por seis meses’. Si el precio de venta queda congelado por seis meses, ahí sí teníamos un indicativo atractivo como para decir ‘vamos a cubrir el costo del crudo’.

Esta semana la empresa presentó su plan para promover la producción de hidrógeno verde enfocado a la exportación. En general, ¿cómo están viendo el negocio de la refinación a 20 o 30 años y cómo se prepara Ancap?
El lanzamiento sobre producción de hidrógeno verde a partir del offshore (mar) es parte de la visión que tenemos para sustituir el negocio de la refinación. La Agencia de Información Energética de EEUU estima que para 2050 el energético más vendido en EEUU va a seguir siendo el combustible fósil, y que por primera vez en 2050, la demanda va a ser menor a la de 2019. O sea, en el 2050 llegaríamos a niveles prepandemia. Es una primera comprobación de que las refinerías van a seguir existiendo en el mundo y que demanda de productos fósiles va a seguir existiendo en un largo plazo. El tema es que no va a ser para siempre y cuánto se va a ver afectada la demanda mundial de combustibles fósiles con todas las restricciones que se están planteando en muchos países desarrollados y de alto consumo. Ancap tiene que seguir manteniendo el negocio de la refinación y lo tiene que hacer cada vez más sustentable, tanto desde el punto de vista ecológico como económico. Y hay que tener un plan B. Uno de esos planes es la operación y la producción de hidrógeno verde para exportar o para comercializar en el mercado interno. La visión que tenemos es la de generar condiciones adecuadas para que venga un privado y haga la inversión, haga su negocio para exportación, y que el país se cobre con hidrógeno para introducir en la matriz energética local. Es una idea que fácilmente puede llevar 10 años para que se concrete.

¿En el mediano plazo hay que tomar alguna decisión importante en cuanto a inversión para mantener la refinería de La Teja operativa?
Vamos a tener una parada de mantenimiento en 2023 para sustituir parte del equipamiento crítico de la refinería. En los próximos 10 años creo que va a ser la obra más grande que se necesite en la refinería mandatoriamente. Se va a cambiar el casquete superior del reactor de crácking con los ciclones. Es una obra de ingeniería muy desafiante, tanto en tiempo como en costo. Pero eso va a dejar el crácking 0 km para seguir funcionando muchos años más. El crácking es el corazón de la refinería. Después tenemos unidades de proceso que son muy nuevas, como topping y vacío, que es por donde entra el petróleo y que son unidades robustas con necesidades de inversión, como pasa en todos los paros de refinería. Por ejemplo, si lo comparo con el horno actual de pórtland de Paysandú, si queremos seguir funcionando en condiciones ambientales necesitamos US$ 14 millones en el corto plazo para cumplir con la normativa. Y si queremos llevar el horno de Paysandú a un nivel operativo más confiable son otros US$ 10 millones o US$ 12 millones que en el monto de los activos de Paysandú es muy relevante. Eso en la refinería no pasa.

Hace algunas semanas se anunció la decisión de incorporar un socio privado para el negocio del pórtland. ¿Cuál es la ruta de trabajo que se ha planteado la empresa?
Posiblemente a fin de mes estemos abriendo la inscripción para que los interesados puedan visitar las plantas y acceder a información técnica. Mientras tanto, estamos empezando a tramitar el pedido al Poder Ejecutivo para un procedimiento especial según el Tocaf. Va a ser un procedimiento competitivo que tiene que tener el acuerdo de la Agencia Reguladora de Compras Estatales y del Tribunal de Cuentas. Es un procedimiento muy similar al que se utilizó en la década de 1990 para la asociación con Loma Negra en pórtland. Se introduce un plazo en el cual los posibles oferentes ponen su lista de requisitos para cumplir con los requisitos de Ancap. Eso se considera y se hace el mínimo común múltiplo de todos los oferentes para armar un pliego que sea lo más atractivo posible para al mayor cantidad de oferentes. Hay interesados, son empresas de primera línea. Un plazo razonable para tener ofertas puede ser fin del primer semestre del año próximo. Después está la firma de contratos y la consolidación de la asociación, que puede llevar algunos meses más. Pensamos entre 8 y 15 meses para cerrar el proceso.

¿En qué situación está la exploración petrolera en el offshore y qué perspectiva tiene?
La Ronda Uruguay Abierta sigue vigente y ha habido empresas petroleras que se siguen interesando en la información de las cuencas que tiene Uruguay. No ha habido una nueva propuesta. En noviembre se abre otro período para recibir propuestas para  la exploración.  Es una iniciativa que sigue vigente y que siempre hay contactos con empresas de primer nivel. Hoy hay contratos vigentes de comercialización de datos adquiridos, pero no de exploración.

 




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