En mi columna anterior del mes de julio sobre empresas propiedad del Estado, omití información sobre fomentar un mayor debate sobre el papel dinamizador y el impacto social de las empresas públicas. En esta dinámica de intercambios es que surge el “agujero negro” de Ancap como una herida abierta en nuestra sociedad; y la mejor forma de abordar el tema es proporcionando información adecuada en extensión y profundidad para enriquecer el debate. Sin intención de confrontar, el argumento del “agujero negro” de Ancap permite profundizar en el papel dinamizador de las empresas públicas, reafirmando que ese rol trasciende los resultados estrictamente empresariales.

El 30 de julio, en el congreso de Auder, el presidente de Ancap, Ing. Alejandro Stipanicic, informó que la empresa generó un resultado neto acumulado de 336 millones de dólares en cuatro años, mientras que el desfasaje tarifario acumulado fue de 462 millones. Esto implica que Ancap absorbió las variaciones de precio en los combustibles, transfiriendo indirectamente 462 millones de dólares a la sociedad para evitar mayores aumentos tarifarios. Esta capacidad de utilizar la "espalda" de Ancap, es posible con una empresa estatal, ya que es difícil que un agente privado asuma ese rol sin un costo financiero asociado y sin recurrir a las cláusulas del contrato para forzar una corrección tarifaria y reclamos posteriores.

En la misma intervención, se destacó que las inversiones en biocombustibles de Ancap han generado resultados económicos positivos y son clave para el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno. A pesar de que aún existen unidades de negocio deficitarias, sería difícil seguir sosteniendo que las inversiones de reconversión de la cadena de producción de combustibles líquidos y biocombustibles no están arrojando resultados favorables.

Pero no desviemos el foco del argumento sobre los “agujeros negros” y centremos el análisis en el resultado negativo acumulado que llevó a la denominada capitalización de Ancap en 2016. Es crucial aclarar que no fue estrictamente una capitalización que involucrara una transferencia líquida de recursos del Estado, sino una condonación de deuda aprobada por la Ley 19.368, referente a una deuda de 623 millones de dólares con el Ministerio de Economía y Finanzas, que restaba pagarse en 7 años.

Si analizamos el periodo 2011 a 2015, las pérdidas contables acumuladas suman 798 millones de dólares, pero aclaremos que refiere a pérdidas contables y no financieras y en ese valor acumulado se incluye también el pasaje a pérdidas del deterioro de activos de la empresa que sumó un valor del entorno de 130 millones de dólares y que se realizó para dar cumplimiento a los criterios de las Normas Internacionales de Contabilidad.

En la estructura de costos y el reconocimiento en tarifa entre 2011 y 2014, existe una brecha tarifaria no cubierta que asciende a 782 millones de dólares acumulados. Ancap registra en sus balances una pérdida contable de 798 millones de dólares, sumatoria de cinco años consecutivos de pérdidas, pero también entre 2011 y 2014 se habría dado una transferencia por un valor acumulado de similar magnitud, que refiere a costos no reconocidos en precios, que no se trasladaron al consumidor para evitar un efecto inflacionario directo.

Profundicemos en la transferencia ocasionada por la brecha tarifaria y que es la principal causa del déficit acumulado en ese período. Existen cuatro conceptos que aportaron a la brecha tarifaria observada entre 2011 y 2014. En primer lugar, los mayores costos de producción y distribución que totalizaron algo más de 600 millones de dólares y refieren al impacto de aumentos salariales, márgenes de distribución, costos de transporte y fletes, que no fueron reconocidos en tarifa por el Ministerio de Economía y Finanzas hasta el año 2015. En segundo lugar, los costos financieros asociados a una estructura de mayor endeudamiento, que totalizaron un sobrecosto de 85 millones de dólares en ese período. En tercer lugar, el sobrecosto de importación de materias primas y diferencias por tipo de cambio que totalizaron algo más de 80 millones de dólares. Por último, el sobrecosto observado por impuestos aplicables que representó 13 millones de dólares.

Estos rubros finalmente sí fueron reconocidos en el año 2015, pero no se produjo un ajuste de tarifas retroactivo que compensara las pérdidas acumuladas hasta esa fecha y así evitar una recapitalización. Entre 2011 y 2014 se priorizó la contención de la inflación, en un contexto desfavorable de los precios internacionales del petróleo, mientras que en el año 2015 se produce una importante disminución en el valor del barril de petróleo y un efecto positivo en términos de tipo de cambio que permitió reconocer los mayores costos que hasta la fecha eran asumidos por Ancap. Así, gradualmente a partir del año 2015, los costos son trasladados a tarifa de los combustibles, razón que sumada a la operatividad de proyectos clave de mejora en la refinería, permitieron a Ancap volver al sendero de resultados positivos a partir de 2016.

Un lector crítico podría decir que dentro de los 600 millones de dólares de mayores costos de producción y distribución están inmersos algunas ineficiencias operativas y eso no necesariamente debería ser reconocido en tarifa y transferido a los usuarios. Para aportar información comparativa al respecto, y sin recurrir a la herramienta de precios de paridad de importación, me basaré en el seguimiento de los precios regionales y la diferencia observada entre el precio de venta en Uruguay y Chile, considerando los precios de los combustibles sin impuestos, para identificar si existe una desviación significativa en la evolución de los precios internos y la eficiencia. ¿Por qué comparar con Chile? Primero porque es un mercado liberado a la importación de combustibles desde hace décadas. Segundo porque Chile es importador neto de petróleo y a la vez dispone de capacidad de refinación interna. Por último, porque existe información de seguimiento de los precios y márgenes en las distintas actividades del sector, impuestos y costos de la distribución. También podría surgir la pregunta: ¿Por qué utilizar el segundo país más caro de la región y no comparar con Argentina o Brasil? Porque Argentina tiene un historial marcado por los subsidios a los combustibles y Brasil es el octavo productor mundial de petróleo en la actualidad, con una escala y mercado muy diferentes a Uruguay.

En la estructura de precios internos de los combustibles en Uruguay, según datos de Ancap, actualmente en la gasolina super 95, un 43,87% del precio pagado por el consumidor se lo llevan los impuestos aplicables (Imesi, CO2 y otras tasas menores aplicables), 15,62% corresponde a distribución y fletes secundarios y 40,46% corresponde al costo asignable a Ancap en la producción del combustible. Es decir, de los 1,92 dólares por litro, el costo asignable directamente a la producción de Ancap es 0,78 dólares por litro (“Ex Planta”). En el caso del Gasoil 50S, del valor pagado por el consumidor de 1,30 dólares por litro, el “costo Ex Planta” es de 0,71 dólares por litro (54,7%), la distribución y logística representan el 21,3% y los impuestos y otros cargos (IVA, fideicomiso del gasoil y otras tasas) representan el 24%. Pasemos al caso de Chile, el precio equivalente en dólares de la gasolina 95 en la región Metropolitana de Santiago es de 1,44 dólares por litro, de ese valor 0,83 dólares corresponde al costo del combustible “Ex Planta” (o eventual importación), el resto se lo llevan impuestos, distribución y mecanismos de estabilización de precios. En el caso del diésel (Gasoil), el precio pagado por los consumidores es 1,10 dólares por litro y el costo asociado al combustible es de 0,84 dólares por litro, siendo la diferencia asignable a los impuestos aplicables y márgenes de distribución. Es decir que, comparativamente, en la situación actual el “costo de Ancap”, es menor a los costos observados en el mercado chileno excluyendo los márgenes de distribución e impuestos. El aspecto que notoriamente incide al observar combustibles más caros en Uruguay es la carga impositiva aplicada y no la ineficiencia asignable a la producción local o no disponer de una libre importación.

¿Qué pasó en el pasado reciente en término de los costos que no fueron reconocidos en tarifa? Entre 2011 y 2021 la relación fue fundamentalmente favorable en un entorno de 5 a 15 centavos de dólar respecto al costo “Ex Planta” en Chile por cada litro de combustible, tanto en gasolinas como diésel, pero no se mantuvo el mismo margen y se fue reduciendo gradualmente en los últimos años del período, habiéndose llegado a una diferencia casi nula y por momentos favorable en este último año. Claramente esta diferencia de costos no contempla la relación de escala que tienen ambos mercados. Por otro lado, la comparativa contempla que durante la década anterior se realizaron importantes mejoras a nivel de la refinación que hoy ya están plenamente operativas, pero que durante su fase de obra llevó a una operación subóptima. No se considera la experiencia adquirida que tiene Chile de más de tres décadas operando en mercado abierto y además no se consideran las externalidades positivas que tiene la existencia de refinación en Uruguay. Para cerrar este punto, es importante destacar que en un contexto de una relación comparativa desfavorable para Ancap respecto a los precios internacionales y con el afán de limitar el impacto inflacionario en una coyuntura crítica de precios, la decisión del MEF de no reconocer en tarifa termina resultando razonable, pero se recurre a las finanzas de la empresa para actuar como mecanismo de contención inflacionaria.

Abordemos ahora la otra pata del tema, que son las inversiones. Separemos por periodos: entre los años 2005 y 2019, la inversión de Ancap alcanzó aproximadamente los 1.500 millones de dólares totales y entre 2020 y 2023 las inversiones de Ancap totalizaron 109 millones de dólares. Las inversiones de Ancap por orden de magnitud involucraron la planta desulfurizadora y modernización de procesos de refinería por un total de 444 millones de dólares, inversiones en logística y almacenamiento por 360 millones de dólares, actualizaciones y reconversiones en la cadena de cemento por 314 millones de dólares, las plantas industriales de biocombustibles por 248 millones de dólares y la adquisición de la red Texaco por 30 millones de dólares.

El más escéptico se preguntaría: ¿Es este nivel de inversiones adecuado? Si consideramos una inversión promedio anual del entorno de 80 millones de dólares, esto significa que Ancap invierte en el entorno del 3% sobre su facturación anual, un valor muy por debajo del estándar de las empresas del sector. Asimismo, la gran mayoría de las inversiones realizadas eran necesarias para asegurar la calidad de combustibles y, en el caso de la cadena de biocombustibles, respondían al cumplimiento de la ley de biocombustibles.

Usted a esta altura también debe pensar, pero este señor escribió de los resultados, los costos no reconocidos, pero no me dice nada sobre la deuda de Ancap con el MEF y se está olvidando en este relato de los negocios de Ancap con Pdvsa. No, el fantasma de Pdvsa entra también en este análisis. Ancap siempre fue un gran cliente de petróleos de Venezuela, mucho antes de existir un acuerdo específico. En el año 2005 se formaliza un acuerdo para que Ancap compre petróleo de Pdvsa y en el marco de ese acuerdo, la compañía venezolana tenía la posibilidad de ofertar según las especificaciones requeridas. En caso de cotizar un precio mayor tenía el derecho de poder igualar el mejor precio competitivo. En las condiciones de ese acuerdo, se pagaba el 75% de embarque al contado y el resto en un plazo de 15 años, con 2 años de gracia a una tasa del 2% anual y fija (conveniente a nivel corporativo). En el momento de negociar la liquidación de la deuda acumulada por las compras en el período, y como consecuencia de la coyuntura venezolana, la posibilidad de pago anticipado supuso una negociación con un descuento del 28% sobre el capital. La deuda total ascendía a 1.150 millones de dólares y se canceló representando un ahorro de más de 300 millones de dólares. Esa cancelación se realizó a partir de un préstamo del Ministerio de Economía y Finanzas que se pagó durante 3 años y el saldo es el monto que posteriormente es condonado por el Poder Ejecutivo con la aprobación de la ley 19.368 de 2016. Existen informes de las tres principales firmas de auditoría a nivel global que brindan un dictamen positivo sobre las condiciones de esa negociación para Ancap.

Concluyendo, aun en el caso de Ancap, se puede demostrar que existió una transferencia positiva de la empresa propiedad del Estado a la sociedad. Más allá del rol dinamizador de distintas actividades industriales y su escurrimiento natural asociado a la actividad productiva en la generación de empleo, inversiones, transferencia tecnológica; la empresa aporta su “espalda” con un costo financiero nulo para reducir la volatilidad de los precios internos de los combustibles y ha sido una herramienta para el control inflacionario. Claramente, en ese accionar no estrictamente empresarial, ha sufrido daños colaterales que han repercutido en su imagen ante la opinión pública y que le cargan a la empresa parte de la responsabilidad sobre los altos costos de los combustibles, desviando la atención de la alta carga impositiva aplicable a los combustibles en el país. La pregunta que surge es: ¿No deberíamos sincerar ese rol y establecer un mecanismo externo a Ancap para actuar en esa estabilización de precios, similar a los instrumentos que aplica Chile para la estabilización de los precios internos, liberando a las finanzas de la empresa de actuar ante la volatilidad de los precios internacionales del petróleo y otros costos de la cadena que la pusieron en esa incómoda posición del peor alumno de la clase?

- Alfonso Blanco es consultor en temas energéticos; ex Director Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).