Ancap obtuvo ganancias por 39 millones de dólares en el primer semestre por subsidiarias e ingreso “excepcional”

La empresa estatal Ancap presentó este jueves su balance del primer semestre, donde obtuvo ganancias por 39 millones de dólares producto de lo que aportaron las subsidiarias e ingresos “excepcionales”, principalmente por la exportación de energía de UTE a Brasil, para lo que deben prenderse las centrales térmicas que funcionan con petróleo.  

Las firmas subsidiarias del Grupo Ancap aportaron 17 millones de dólares, 75% de la distribuidora de combustibles Ducsa. En tanto, el principal negocio de Ancap que opera en régimen de monopolio, la producción y comercialización de combustible, mostró pérdidas por 20 millones de dólares. 

Esto último porque durante el inicio del año el precio al público se mantuvo incambiado —en enero aumentó 6% la nafta— y recién en el sexto mes comenzó a regir el nuevo sistema que definió el Poder Ejecutivo, que cambia las tarifas cada mes en función del precio de paridad de importación (PPI). Esto quiere decir que Ancap tuvo gastos por la compra de crudo mayores al precio teórico que calcula la Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua (Ursea), una diferencia que se calculó en 117 millones de dólares. 

En un taller donde se presentó el balance y otros datos —del que participaron el presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, su gerente general, Ignacio Horvath, y el coordinador de la gerencia general, Nicolás Spinelli— se explicó que los números están influidos por los efectos de la sequía en Brasil y las ventas récord de UTE, la cobertura de tipo de cambio que contrató Ancap y le hizo ganar dinero, así como otros negocios en competencia dentro del área de combustibles —la venta de fueloil a las pasteras y el suministro a barcos—.

Otra consideración es que Ancap vendió en el período parte del petróleo transformado en combustible que adquirió previo a marzo-abril, cuando comenzó una suba pronunciada del barril en los mercados internacionales. También hubo un aumento de la demanda de nafta y gasoil respecto de 2020, cuando había caído producto de la pandemia y sus restricciones. 

A su vez, la empresa marcó en su presentación que “la brecha creciente del precio del supergás respecto al PPI [el precio de mercado está por encima del valor al público] aumentó el subsidio implícito” a este producto, que se calculó en 44 millones de dólares en el semestre. 

A finales de mayo Ancap había informado que durante el primer trimestre del año había acumulado ganancias por 36 millones de dólares a nivel operativo —previo al balance financiero y el pago de impuestos—, y en el segundo trimestre arrojó pérdidas por medio millón de dólares. Pasando raya, el resultado operativo en el primer semestre fue positivo en 35,5 millones de dólares. 

En los números del segundo trimestre, según la petrolera, influyó la compra de crudo “luego de la suba del precio” del barril, la devaluación del peso y mayores ventas de supergás por las bajas temperaturas, lo que incrementa el subsidio. 

Negocios y subsidiarias

Los números de Ancap se descomponen de la siguiente manera: 20 millones de dólares de pérdidas por el mercado monopólico; 14,5 millones de dólares por otros negocios que realiza la empresa; 24 millones de dólares que derivan de la exportación de energía a Brasil; 17 millones de dólares por la cobertura de tipo de cambio; 18,5 millones de dólares de pérdidas por el resultado financiero —13 millones de dólares por la devaluación y el resto por el pago de intereses—; y 5 millones de dólares por una ganancia contable del pago de IRAE; con todo esto se llega al resultado positivo en 22 millones. Luego deben sumarse 17 millones de dólares de las firmas subsidiarias, y así se compone el resultado neto contable de 39 millones de dólares.

Respecto al primer ítem, es decir el negocio de producción y venta de combustibles, las autoridades explicaron que con el nuevo esquema de PPI para las tarifas su resultado debería “tender a cero” y las ganancias surgirían de la eficiencia que logre Ancap. En los mercados que están en competencia es donde “se juega la gestión” de la empresa, es decir donde podrían verse mejores números de aprovecharse las condiciones.

Dentro de los otros negocios que realiza Ancap —aparte del mercado de combustible en monopolio— el balance detalló que surgieron 36 millones de dólares de ganancia por exportaciones, el negocio de búnker y la venta a pasteras; 17 millones de dólares por la cobertura de moneda que contrató; 2,4 millones de dólares por los lubricantes; 1,2 millones de dólares por gas natural; y pérdidas de 1,1 millones por pórtland. La empresa señaló que lo obtenido por lubricantes y gas natural “compensan el resultado negativo de pórtland”.

Entre las empresas satélites del Grupo Ancap, como suele ocurrir la distribuidora Ducsa fue la de mejor desempeño y aportó 13,2 millones de dólares en el semestre. Además, Alcoholes del Uruguay (ALUR) sumó 3,9 millones de dólares, y todas las demás tuvieron resultados inferiores al medio millón de ganancia o pérdida —Cementos del Plata, Ancsol, Petrouruguay, Gasur, Matriz, Conecta, Pamacor, Caba, Gas Sayago y Gasoducto del Sur—.

Sobre ALUR, las autoridades explicaron que bajó la ganancia producto de las reestructuras que se llevaron adelante y señalaron que al ser Ancap el principal cliente —produce biocombustibles para mezclar con el crudo en el proceso de refinación— debe aspirar a una “margen mínimo”. 

Ancap recalcula su estrategia

Las nuevas reglas de fijación del precio al público en función del PPI y con variación cada mes llevan a que Ancap esté estudiando con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) nuevas fórmulas de cobertura. 

Las autoridades explicaron que Ancap “fija el precio del crudo [su principal gasto para producir] entre 60 y 90 días previo a la venta del mes en el mercado interno”, es decir que tiene un desfasaje de tiempo del que debe cubrirse. Esto lo puede hacer tomando algún tipo de cobertura que le topee el precio, o reduciendo sus inventarios para que baje la exposición. Advirtieron que ese período de tiempo puede generar “grandes pérdidas o ganancias circunstanciales” en función de la variación del crudo —si compra a un precio y vende más caro, o viceversa—, y se trata de un “nuevo riesgo” que tiene la petrolera. 

Los estudios de cara a la definición de qué tipo de cobertura contratar deben ser certeros, porque los costos en que incurra la empresa no serán contemplados por la Ursea dentro de la medición del PPI.