Para Raízen debe seguir el descongelamiento de precios de las naftas
Teófilo Lacroze, presidente de la licenciataria de Shell, explicó que, al atraso y la devaluación, se sumó la suba del barril internacional. «No nos sobra nada. Hay que poder trasladar el aumento de costos», explicó.
Teófilo Lacroze, presidente de Raízen Argentina, la licenciataria de la marca Shell en el país, advirtió que es importante para la industria petrolera mantener el descongelamiento de precios domésticos del combustible que comenzó en agosto y que, desde entonces, tuvo actualizaciones cada mes.
“Este sendero de precios tiene que continuar. No hay otra opción. El 85% de nuestro costo es el petróleo y se paga en dólares. Necesitamos trasladar la devaluación y los aumentos de costos a precios”, afirmó, durante su participación en el webinar Energy Day.
Raízen, joint venture entre el grupo brasileño Cosan (50%) y la propia Shell (50%), compró en 2018 los activos locales de refinación y comercialización de hidrocarburos del gigante angloholandés por u$s 950 millones. Hace un mes, anunció, con la presencia de Alberto Fernández, un programa de inversiones hasta 2023 en su refinería de Dock Sud y su red de más de 6000 estaciones de servicio en el país por un total de u$s 715 millones.
Este año, la empresa debió transitar un escenario “inédito”, subrayó Lacroze. “En los más de 100 años de Shell en la Argentina, fue la primera vez que tuvimos que cerrar la refinería por 30 días de forma proactiva por la falta de combustible para procesar. Una refinería es fácil de cerrar y muy complejas de reabrir”, graficó.
Precisó que, en abril, ni bien decretada la cuarentena, la demanda de combustibles de la empresa cayó 80%. “Ahora, estamos 25% abajo. Más en naftas que en gasoil”, indicó.
Señaló que, durante ese tiempo, Shell debió pagar el barril criollo a u$s 45 y, congelamiento de precios mediante, lo vendía a u$s 35 en surtidor. “Además, sufrimos el incremento de costos que significó continuar operando en contexto de covid, dado que somos servicio esencial”, acotó.
Su objetivo es que la demanda se recupere al 90% de pre-pandemia, como ya ocurrió en otros países. “El desafío es llegar a ese nivel. En noviembre, se empezó a ver una reactivación que no había en el trimestre anterior. La clave es que se recupere. Hay segmentos donde está al 95% (gasoil) y otros, como aviación, al 20%. Aviación, asfaltos y marine están muy golpeados por la pandemia. A medida que nos recuperemos y podamos llegar al 90%, será mucho más saludable para todos”, describió.
Sin embargo, advirtió acerca de los problemas que generó que, en un contexto de caída de producción por la pandemia, las petroleras hayan priorizado la exportación. “El abastecimiento de crudo para el mercado interno es un problema. A veces, porque nos proveen el excedente de lo destinado a exportaciones de crudo”, indicó.
En ese escenario, contextualizó la necesidad de mantener un sendero de corrección de precios. “Los costos subieron por devaluación y por el aumento del precio internacional. El Brent, que es nuestro barril de referencia subió u$s 8 en la última semana. A eso hay que sumarle el costo de impuestos y del corte de biocombustibles. Todo eso genera un aumento de costos y necesidad de trasladarlos a precios”, explicó.
«No pretendo que el Estado me ayude a compensar ese incremento. Pero sí que vayamos a un camino de libre mercado, donde tenga la capacidad de trasladar todo ese aumento de costos a los precios. Es algo que, en las discusiones, muy poca gente lo entiende”, amplió.
“¿Confía en que, como YPF necesita hacer caja con su negocio de downstream para financiar inversiones en exploración y producción, ese sendero se mantendrá?”, le preguntó el moderador.
“Hace 25 años que trabajo en la industria y el negocio de downstream genera caja para financiar las inversiones de upstream. Siempre fue así”, respondió Lacroze.
“Este sendero de precios tiene que continuar para poder hacer viable nuestra industria. No nos sobra hoy como para no poder trasladar los aumentos de costos a precios. Arrancamos muy atrasados, cerca del 20%. La caída del crudo nos ayudó a mitigar ese atraso. Con los aumentos que hubo desde agosto, ahora, ya estamos a un mes de atraso. Pero a la devaluación se le sumaron los movimientos en el barril internacional. Hasta noviembre, no hubo grandes aumentos. Estuvo entre u$s 40 y u$s 44. Desde la semana pasada, se sostiene por encima de los u$s 48”, reiteró.
Añadió que es clave, también, para su programa de inversiones de u$s 715 millones. “Necesitamos tener un negocio rentable. Para eso, es clave el sendero de traslado de aumentos de costos a precios. Es necesario que eso continúe”, insistió.
“De la macro, tenemos tres necesidades claves: un marco regulatorio claro, el acceso a divisas (que es muy complejo) y una presión impositiva compatible con nuestro negocio«, refirió.
En tal sentido, considera que el negocio de refinería y comercialización debería participar en la discusión de una nueva ley de hidrocarburos. “Sería muy importante que el downstream esté incluido en la norma. Hoy, nuestro gran desafío es el acceso a las divisas. Es muy difícil obtenerlas para pagarles a nuestros proveedores. Eso es muy complicado para poder cumplir con las etapas de nuestro plan de inversiones”, advirtió.
En tal sentido, recordó la necesidad de abordar a la industria energética en su conjunto. “Varias de las inversiones que hacemos ahora son para poder procesar el crudo de Vaca Muerta. También, es importante poder exportar producto industrializado, no sólo crudo. Hay que mirar a la industria petrolera de forma integrada. Si se compartimenta, una medida que podría parecer beneficiosa para algún segmento puede terminar perjudicando a la industria como un todo”, apuntó.
El Cronista