Hidrocarburos y política energética. De la importancia estratégica al valor económico: Desregulación y Privatización

Hidrocarburos y política energética De la importancia estratégica al valor económico: Desregulación y Privatización de los hidrocarburos en Argentina

Ediciones del CCC Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini Buenos Aires, abril de 2007

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Título: Hidrocarburos y política energética. De la importancia estratégica al valor económico: Desregulación y Privatización de los hidrocarburos en Argentina Autor: Diego Mansilla ©Ediciones CCC, Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini Ediciones del Instituto Movilizador de Fondos Cooperativos C.L. Avda. Corrientes 1543 (C1042AAB) Tel: (54-11) 5077 8080 - Buenos Aires - Argentina www.centrocultural.coop Director: Juan Carlos Junio Consejo Editorial: Jorge Testero (coordinador) / Julio Gambina / Horacio López / Daniel Campione / Ana María Ramb / Susana Cella / José Luis Bournasell / Mario José Grabivker Editor: José Luis Bournasell Corrector: Javier Marín Diseño original: Claudio Medín ©De los autores Todos los derechos reservados. Esta publicación puede ser reproducida gráficamente hasta 1.000 palabras, citando la fuente. No puede ser reproducida, ni en todo ni en parte, registrada en, o transmitida por, un sistema de recuperación de información, en ninguna forma ni por ningún medio, sea mecánico, fotoquímico, electrónico, por fotocopia o cualquier otro, sin permiso previo escrito de la editorial y/o autor, autores, derechohabientes, según el caso. Hecho el depósito Ley 11.723 ISSN: 978-987-22918-8-4

Mansilla, Diego Hidrocarburos y política energética: de la importancia estratégica al valor económico : desregulación y privatización de los hidrocarburos en Argentina / Diego Mansilla ; coordinado por Alfredo T. García - 1a ed. - Buenos Aires : Ediciones del CCC Centro Cultural de la Coop. Floreal Gorini, 2007. 182 p.; 21x15 cm. ISBN 978-987-22918-8-4 1. Política Energética. 2. Regulación. I. García, Alfredo T., coord. II. Título CDD 339.79

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Índice PRESENTACIÓN ......................................................................................... 7 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 9 MARCO CONCEPTUAL .............................................................................. 13 1. HISTORIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS NATURAL ARGENTINO ...................... 19 Primeros pasos ............................................................................... 19 La creación de YPF ....................................................................... 22 El «federalismo petrolero» y la relación con las provincias ............... 24 El petróleo y el gas en la ISI ........................................................... 26 Primeras Reformas ........................................................................ 30 Conclusiones .................................................................................. 36 2. DESINDUSTRIALIZACIÓN Y CAMBIO ESTRUCTURAL .................................. 39 Desindustrialización ........................................................................ 43 Pérdida de Valor Agregado ............................................................. 45 Distribución regresiva del Ingreso ................................................... 46 Primarización del Comercio Exterior ............................................... 49 Pérdida de integración nacional ....................................................... 56 Extranjerización .............................................................................. 59 Empleo ........................................................................................... 60 Resumen ........................................................................................ 63 3 DE RECURSO ESTRATÉGICO A COMMODITY EXPORTABLE ........................... 65 Petróleo ......................................................................................... 66 Gas natural ..................................................................................... 69 ¿Se hicieron las inversiones necesarias? .......................................... 72 Caídas de reservas por falta de inversión ........................................ 77 Petróleo: Cambio de estrategia ........................................................ 80 Exportando Reservas: Un ejercicio ................................................. 85 Evolución del petróleo procesado .................................................... 94 Gas natural: Cambio de estrategia ................................................... 98 La apropiación de la renta (1996-2005): Una aproximación ............ 103 Renta diferencial .......................................................................... 103 Renta petrolera absoluta de monopolio .......................................... 104

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Consideraciones metodológicas preliminares ................................. 105 Renta petrolera diferencial y absoluta argentina 1996/2005 ............ 106 Distribución de la renta petrolera argentina ................................... 108 1 Estado nacional .................................................................................. 108 2 Estados provinciales .......................................................................... 109 3 Refinadoras / consumidores .............................................................. 109

4 Empresas petroleras privadas ...................................................... 111 Distribución de la renta petrolera argentina 1996–2005 ................... 111 Análisis del upstream: Conclusiones ...............................................114 4 DESREGULACIÓN Y PRIVATIZACIONES .................................................... 117 La Privatización de YPF y su posterior extranjerización ................. 120 La nueva Repsol-YPF .................................................................. 122 Consecuencias de la desregulación en el upstream ........................ 124 La privatización de Gas del Estado ................................................ 126 Tarifas .......................................................................................... 130 Limitaciones a la integración vertical ............................................. 131 Venta de Gas del Estado ............................................................... 132 Integración vertical y extranjerización ........................................... 136 La privatización de los hidrocarburos desde las Cuentas Nacionales141 Elaboración propia. Fuente: Indec. En millones de dólares ............. 143 Crisis energética de 2004-2005 ..................................................... 144 Conclusiones y consecuencias de la desregulación ........................ 152 5 CONCLUSIONES .................................................................................. 155 6 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................... 161

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Presentación El presente trabajo es el resultado de una interesante investigación de Diego Mansilla sobre el sector hidrocarburífero, y se inscribe en el marco más amplio de investigación que se propone desarrollar el Departamento de Economía Política del Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini. El sector estudiado es clave para la comprensión de las transformaciones en el régimen de acumulación producidas a partir de la década de los noventa, y esta investigación aporta el necesario material para corroborarlo. Acertadamente, el trabajo destaca la importancia del sector en el quehacer económico, cómo impacta a la producción industrial y agrícola y al consumo popular, entre otros sectores, lo cual trae a discusión el tema de los recursos naturales como insumo estratégico; esta concepción fue abandonada por los enfoques del Consenso de Washington, que se expresaron en políticas económicas concretas que provocaron la conversión de ese recurso estratégico en un commodity más, determinado exclusivamente por la oferta y demanda en los mercados. Este cambio en la función asignada a los hidrocarburos desde la posición ideológica dominante del establishment tiene también un fuerte impacto en la apropiación de la renta petrolera, cuya mayor porción deja de ser apropiada por el Estado para trasladarse a los particulares, temas que tienen un tratamiento específico en el trabajo que se presenta. Resulta interesante el paralelismo que Mansilla realiza entre la evolución del sector industrial de hidrocarburos y el resto de los sectores industriales, abonando la visión de la universalidad de las políticas aplicadas por el gobierno argentino. El trabajo trata con especial detalle las formas e implicancias de la privatización en los sectores del petróleo y el gas, y la estructura productiva derivada de este proceso, sin dejar de realizar algunas consideraciones sobre la crisis energética actual. Presentamos esta nueva publicación del Departamento de Economía Política como un aporte más para contribuir a desarrollar, en teoría y acción, modelos culturales, sociales y políticos alternativos al hegemónico, tal como lo plantea la declaración de principios del Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini. Alfredo T. García Coordinador del Departamento de Economía Política

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Introducción1 En este trabajo se indagan las transformaciones sufridas por el sector hidrocarburífero a lo largo de los últimos años, profundizando especialmente en la década del noventa. Se estudiarán los cambios sufridos por la estructura de la industria petrolera y gasífera luego de la desregulación del sector iniciada en el año 1989 y la privatización de YPF y de Gas del Estado en sus diferentes etapas, relacionándolos con las transformaciones que durante el mismo período modificaron la estructura de la industria nacional en su conjunto. Se estima que es necesaria esta investigación debido a la gran importancia de los hidrocarburos como insumos tecnológica y económicamente estratégicos así como por la magnitud de las transformaciones experimentadas en los últimos años. Cuando se menciona a los hidrocarburos como insumos estratégicos, se hace referencia al peso de su consumo en la producción y en la misma vida cotidiana. No sólo el combustible es utilizado para el transporte y la industria, sino que de ellos dependen la calefacción de nuestros hogares y cocción de nuestros alimentos (ya sea por gas natural por red o butano en garrafa), la misma electricidad (cuya generación se realiza principalmente con la quema de hidrocarburos), todos los productos plásticos (gracias a la industria petroquímica), el asfalto de las calles y hasta la producción agrícola (por el uso de fertilizantes). Es decir, nuestra vida diaria depende directamente de subproductos de hidrocarburos. En cuanto a su importancia económica, es casi imposible hablar de cualquier variable económica en donde el petróleo y el gas no sean actores de relevancia. Por ejemplo, YPF era la empresa más grande del país y su privatización fue la más importante. Además, fue el sector que más capitales externos recibió durante los noventa y asimismo fue quien generó mayor renta a los capitales extranjeros. Sus exportaciones explican gran parte del aumento del comercio exterior de los noventa (fue el sector de mayor crecimiento) y mantiene el privilegio de no estar obligado a hacer entrar al país la mayor parte de estas divisas. Este privilegio nunca fue derogado aún en lo peor de la crisis de divisas del 2001 y 2002, a pesar de ser el sector más beneficiado por la pesificación de las deudas y la devaluación. Por esto se creyó de vital importancia para comprender realmente los cambios en los hidrocarburos el estudio no sólo del mercado petrolero y gasífero propiamente dicho sino su relación con el resto de la estructura productiva nacional. 1 El autor agradece la colaboración de Félix Herrero y Alfredo T. García, a quienes exime de cualquier error que pueda observarse en este escrito.

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Además de ser insumos de uso generalizados de los cuales depende gran parte de nuestra economía, los hidrocarburos son recursos naturales no renovables cuya distribución mundial es inequitativa. Los grandes consumidores no pueden autoabastecerse. En el año 2005, la OPEP2 tenía el 75% de las reservas mundiales y los países desarrollados (que consumen el 60% del petróleo mundial) apenas el 7%. Si se analiza la cantidad de años de extracción que permiten las reservas, se puede comprender qué consecuencias trae esta distribución. A esta medida se la denomina «horizonte de reservas» (y se examinará con profundidad más adelante). A nivel mundial, las reservas de hidrocarburos se mantienen en aproximadamente 40 años de extracción (y por tanto de consumo) desde 1984. Sin embargo, para el año 2005 los países desarrollados sólo mantenían reservas para 11,2 años de extracción (sin poder autoabastecerse por lo que deben importar la mayor parte del petróleo consumido). En la otra punta se encontraban los países de la OPEP que, además de ser los principales extractores y exportadores, conservaban un horizonte de reservas mayor a 70 años. El horizonte de reservas de Latinoamérica, para ese año era de algo más de 40 años.3 Mientras tanto, Argentina apenas mantiene en el 2005 el 0,19% de las reservas mundiales que representan el consumo nacional de menos de 9 años. Por tanto, no es lógico pensar en nuestro país como un «país petrolero» sino más bien como un «país con petróleo» ya que las reservas no pueden garantizar el propio consumo a mediano plazo. Todo esto en una coyuntura que hará (en un futuro no tan lejano) que los países que no se autoabastezcan estén a merced de los países petroleros (principalmente, miembros de la OPEP). Ante esta perspectiva es que este trabajo se dedica a analizar el sector hidrocarburífero en Argentina y sus transformaciones en un período en el que se modificaron vertiginosamente todas las estructuras e instituciones de la economía argentina. Durante todo el trabajo se discutirán las consecuencias del cambio en el papel del Estado dentro del sector. Durante los noventa, el Estado se retira por primera vez en la historia del sector petrolero, no sólo como productor sino que abandona todo poder de regulación dejando que las «Fuerzas del Mercado» tengan el control y se encarguen de asignar «eficientemente» los recursos. En un proceso semejante al de otros 2 OPEP: Organización de Países Exportadores de Petróleo, creada en Bagdad en1960 y principal actor en la denominada «crisis del petróleo de 1973», agrupa a los principales países exportadores. Sus miembros son, principalmente, los países del golfo Pérsico así como Venezuela, Libia, Indonesia y Nigeria. 3 BP (British Petroleum). Statiscal Review of World Energy 2006.

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sectores de la economía, desaparece la concepción del Estado como el asignador eficaz, capaz de capturar la renta petrolera en benéfico público y permitir un uso eficiente del recurso no renovable, pasando a manos del «mercado» todo el poder de control. Para este falso «retiro» del Estado, se crean las leyes y decretos que otorgan el poder real sobre las riquezas naturales a las empresas. Por acción u omisión, el Estado crea las condiciones para que el «mercado» se haga cargo del sector y para que las empresas privadas maximicen sus ganancias a costa de las riquezas de los argentinos. La hipótesis fundamental que se intentará demostrar es que dentro del marco de profundización de la desindustrialización y reprimarización de las exportaciones y del aparato productivo nacional sufrido en la década de los noventa por la puesta en práctica de las políticas de corte neoliberal del Consenso de Washington, las medidas desregulatorias referidas al sector petrolero tuvieron como objetivo redefinir el rol de los hidrocarburos dentro del entramado productivo nacional, negando su valor estratégico. Estos cambios produjeron un reposicionamiento del sector dentro de la estructura económica argentina, perdiendo integración y eslabonamientos productivos con el resto del sistema. La Desregulación se explica como un nuevo eslabón de la cadena de ataques a la estructura energética al servicio de los intereses nacionales que finalizan en la privatización de YPF y de Gas del Estado. Los hidrocarburos (principalmente el petróleo) son recursos naturales no renovables que dejaron de considerarse como insumo industrial y combustible dentro de la organización económica argentina para transformarse en bienes que se llevan al mercado sin Valor Agregado, exportables en el mercado internacional con un precio estandarizado (commodities). Con esto se reemplazó toda estrategia de agotamiento de mediano o largo plazo por el único objetivo de maximizar la extracción presente (y los beneficios privados). En el caso del gas natural, por sus características propias, su transformación en commodity está más atrasada. El trabajo se encuentra dividido en cuatro partes principales. En el primer capítulo, se intentará hacer un breve repaso de la historia del petróleo y el gas natural en Argentina desde su descubrimiento hasta la década del noventa. Por un lado para contextualizar el análisis de los años noventa pero, sobre todo, para comprender el rol de los hidrocarburos en la estructura económica argentina antes de los cambios acaecidos desde 1989. En el segundo capítulo, se describen las mutaciones generadas en la estructura productiva argentina en general y en el sector industrial en particular durante la década del noventa. La desregulación, las privatizaciones y demás políticas características a esta década significaron la puesta en práctica de las medidas neoliberales que cambiaron totalmente el entramado productivo nacional, por lo que sería imposible un análisis Diego Mansilla / 11

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del sector petrolero sin contextualizar los procesos que acontecieron en la industria en general. Si bien es verdad que estas políticas acentuaron y consolidaron las tendencias heredadas del abandono del modelo de sustitución de importaciones durante el último gobierno de facto, el quiebre entre los dos «modelos» de organización económica del país se hace mucho más drástico y definitivo en los noventa. En cada aspecto de la descripción de la industria en general, se expondrá de qué manera impactó en el sector hidrocarburífero. El objetivo es analizar los cambios acaecidos en la estructura del sector petrolero y gasífero y en su relación e interacción con el entramado productivo en su conjunto, no como fenómenos aislados sino como parte de una política económica que modificó a todo el aparato productivo. En este punto se hará especial hincapié en comprender cuál era el papel de los hidrocarburos dentro de la estructura productiva nacional antes y después de la puesta en marcha del cambio de modelo de acumulación en 1976 y que se consolidó en la década del noventa. En el tercer capítulo, se analizará cuál es el nuevo papel del petróleo y el gas en el modelo de acumulación impuesto. Partiendo de los resultados anteriores, se estudiarán las particularidades de la estructura interna del mercado. Mediante el estudio de las variables más importantes para describir el comportamiento sectorial post-desregulación, se intenta descubrir en qué forma fueron modificadas las características fundamentales del sector luego de la desregulación de los años noventa. Gracias al análisis de la evolución de los diferentes indicadores a lo largo de la década, se buscará señalar las transformaciones en la estructura del sector y poder identificar los cambios en la concepción del recurso que traen aparejados las diferentes estrategias sectoriales. El trabajo se centra en tratar de entender los cambios de la estructura interna del sector, relacionándolos con las transformaciones generales anteriormente descriptas como expresiones de una mutación en la importancia económica y estratégica dada a los hidrocarburos y en la propia concepción de recurso no renovable. En el cuarto capítulo, se buscará conocer las causas que generaron las citadas transformaciones. En esta parte se intentará probar que el replanteo en la posición relativa del sector petrolero dentro del modelo de acumulación reinante, fruto de las transformaciones en su propia estructura productiva y su interrelación con la industria en general, fue generado directa y voluntariamente por las leyes y decretos que impulsaron la desregulación del sector conjuntamente con las privatizaciones de YPF y Gas del Estado. Es decir, se sostendrá que el objetivo con el que el gobierno de Menem puso en práctica la desregulación y las posteriores privatizaciones fue la generación de este nuevo papel del petróleo y el gas. Además, se repasará de qué manera se realizaron estas privatizaciones y su evolución posterior. 12 / Hidrocarburos y política energética.

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Marco conceptual Para describir el marco conceptual del presente trabajo, se deben aclarar y explicitar algunas consideraciones teóricas y cuestiones metodológicas. El petróleo, el gas natural y otros hidrocarburos son recursos naturales no renovables. Esto significa que las existencias mundiales del recurso son constantes. El petróleo proviene de restos fósiles de antiguos animales y vegetales marinos luego de varias eras geológicas de transformaciones por la acción de determinadas temperaturas, presión y la falta de oxigeno. Si bien los adelantos técnicos pueden aumentar las cantidades utilizables por un mayor grado de utilización del recurso in situ1 o permitir nuevos descubrimientos, las cantidades existentes (incluyendo las reservas todavía no encontradas o no desarrolladas) son finitas. Por tanto, la destrucción del recurso que se viene haciendo desde la segunda revolución industrial llevará, tarde o temprano, a su agotamiento total. Desde que en 1956 Hubbert predijo la cima de la extracción de Estados Unidos para 1970, mucho se ha escrito sobre cuál sería el techo de extracción mundial. Por otro lado, otras posturas teóricas se han planteado acerca de si esto es un problema en sí. Ciertos teóricos postulan la despreocupación con respecto al tema del agotamiento petrolero (y de los recursos no renovables) como Rifkin, basados en la confianza del poder de asignación eficiente del mercado. Al escasear el recurso, el mercado aumentará su precio y eso alejará el peligro del agotamiento (ya sea por un menor consumo o por un mayor incentivo al descubrimiento de un recurso sustituto). Es decir, confiar en las señales del mercado y en los precios como eficientes administradores de los recursos. La propia economía neoclásica indica que, aun en el caso de los recursos naturales, el mercado es quien mejor asigna intertemporalmente los recursos por lo que cualquier intervención sería «ineficiente». En palabras del premio Nobel R. Solow: «En efecto, el mundo puede arreglárselas sin los recursos naturales, de modo que el agotamiento es sólo un acontecimiento, no una catástrofe».2 Como ejemplo histórico se cita que luego de las dos grandes crisis petroleras que implicaron grandes aumentos en los precios (1973 y 1980), los países desarrollados han logrado disminuir su consumo mediante 1 In situ se refiere a la cantidad total de hidrocarburo que se encuentra en el yacimiento. Sólo una fracción del petróleo in situ es económicamente aprovechable, por lo que sólo esa parte es considerada como reserva. 2 Georgescu-Roegen, N.; «La Teoría Energética del Valor Económico: un Sofisma Económico Particular» en El Trimestre Económico Vol. L (2) n° 198; abril-junio de 1983; México D.F.

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innovaciones tecnológicas y nuevos materiales. De esta manera, la intensidad energética (relación demanda de energía y PIB) se redujo un 27% entre 1973 y 1983 para la industria de los países desarrollados.3 Sin embargo, todavía nos encontramos lejos de poder decir que se ha logrado reemplazar a los hidrocarburos (aun hoy que el precio nominal del petróleo está superando todos los records históricos). Aun de existir este camino, la misma economía neoclásica plantea el problema de que en ningún caso las diferentes generaciones podrán acceder al mismo nivel de consumo, de ingreso ni de bienestar. La respuesta que se presenta es la optimización intertemporal. Al elegir el ritmo óptimo de extracción se debe descontar a una cierta tasa el valor futuro del crudo (o los futuros beneficios, según el autor) hasta su agotamiento y de esta manera maximizar tanto el valor presente como el futuro. No es lo mismo descontar el flujo por la tasa de interés (que es la tasa relevante para las empresas privadas), dependiente de las fluctuaciones del mercado, que descontar por la «tasa social» de descuento (que busca maximizar el «beneficio social»4). Más allá de la forma en que efectivamente se lleve a cabo este cálculo (existen problemas tanto por la medición de las reservas totales y la tasa social de descuento como por la incertidumbre y la propia definición del «beneficio social»), es claro que una estrategia óptima de agotamiento debe considerar mucho más que la tasa de interés y el precio del futuro, pensando en la importancia de la sustentabilidad del recurso para las próximas generaciones. Teóricamente, se sostiene que las empresas privadas tendrán una mayor tasa de explotación que el Estado (más pendiente del «óptimo social») y que si nos guiamos por la disponibilidad futura, las exportaciones tendrían que ser la contrapartida de inversiones productivas que permitan mantener el nivel de ingresos en las próximas generaciones (lo que se conoce como «plantar petróleo»). Es decir que aun desde la teoría neoclásica se puede fundamentar la necesidad de la intervención del Estado para evitar una estrategia «irracional e ineficiente» de agotamiento. Además, más allá de la supuesta validez de esta «confianza» en el mercado como asignador de recursos, corresponde tener en cuenta ciertas particularidades del petróleo. Por un lado, el mercado petrolero está muy lejos de ser de «competencia perfecta» ya que se encuentra claramente oligopolizado y su precio es más indicador de la coyuntura geo-política y de la especulación que de la «escasez». Además, a lo largo de la historia, las grandes innovaciones5 (como sería la de un sustituto perfecto del 3 Ominami C. y otros. La tercera Revolución Industrial. Impactos Internacionales del actual viraje tecnológico, RIAL, Grupo Editorial Latinoamericano, Bs. As., 1986. 4 Este concepto neoclásico, de difícil definición y dudosa fundamentación científica, puede incluir el consumo, el ingreso o la disponibilidad total de la sociedad en cuestión según el autor. 5 Innovación (siguiendo la concepción de Schumpeter) implica tanto el descubrimiento científico como el posterior desarrollo y puesta al servicio de la producción económica.

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petróleo dadas sus múltiples propiedades y usos) no se suceden linealmente ni es posible forzarlas voluntariamente. Los grandes descubrimientos no son función directa de los recursos puestos en inversión, como sí pueden serlo las «innovaciones incrementales». Considerando todos estos datos, está claro que los hidrocarburos no deben tomarse como recursos renovables. La posibilidad del agotamiento total es indudablemente un problema (por más que pueda ser solucionable). Lo anteriormente comentado acerca de las particularidades de los hidrocarburos como recursos naturales no renovable demuestra que llamar «producción» de petróleo o de gas a la mera acción de extraerlos de los yacimientos donde se encontraban es un error conceptual. Una definición clásica del concepto de producción es: «Conjunto de tareas orientadas a obtener alguna transformación de un Bien de Uso para convertirlo en otro Bien de Uso». Por tanto, ni el petróleo ni el gas natural se «producen» ya que el recurso no sufre ninguna transformación en su extracción desde las napas. Es el mismo fósil que cuando se encontraba bajo tierra. La única «producción»6 de petróleo y gas natural se da naturalmente luego de varios millones de años de descomposición. Por tanto, hecha estas distinciones se aclara que en este trabajo se llamará «extracción» a lo que comúnmente se denomina «producción». Si bien casi todas las fuentes y los trabajos sobre el tema se refieren a la extracción de petróleo y gas natural como «producción», se prefirió mantener la denominación «extracción» para recordar en todo momento la diferencia entre los conceptos y para remarcar el carácter de recurso no renovable de los hidrocarburos. Con respecto a las reservas se deben hacer iguales aclaraciones. El trabajo se referirá al descubrimiento de «nuevas» reservas de hidrocarburos y serán tratadas como un stock variable cuando en realidad, por lo expuesto anteriormente, la cantidad de petróleo y gas en suelo argentino es fija. Lo que varía es cuánto de esas reservas naturales son efectivamente encontradas y cuya extracción es económicamente rentable según la tecnología existente. Normalmente parecería que las inversiones en exploración «crearan» las reservas, generando beneficios al país. Sin embargo, es necesario tener en cuenta que el stock de «capital o riqueza natural» del país en hidrocarburos ya está determinado y es fija. Las inversiones en exploración sólo nos permiten hacer uso de esas reservas.7 En otro tema, cuando nos referimos a las reservas, todos los datos remitirán a las reservas comprobadas a fin de cada año. Es decir, se refieren a los volúmenes de hidrocarburos existentes efectivamente en 6 En realidad se trataría de «generación natural» ya que no está involucrada la mano del hombre. 7 En realidad, siguiendo a Georgescu-Roegen, las reservas serían un «fondo» más que un stock ya que su utilización necesita tiempo y no pueden desacumularse instantáneamente.

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el subsuelo y que pueden ser extraídos en condiciones económicamente rentables.8 Sobre estas reservas se tiene fiel conocimiento de su existencia (o «razonable certeza» superior al 90% de probabilidades, según la definición oficial e internacionalmente aprobada9) y las características técnicas y económicas actuales permiten su utilización. Se dejan de lado, por tanto, las reservas probables y las posibles. Las reservas probables están demostradas como existentes pero su puesta en producción no es posible ya sea por las características del yacimiento o por problemas tecnológicos o económicos (con por lo menos un 50% de probabilidades de recuperación). Las reservas posibles son las que, a pesar de no haberse encontrado fehacientemente, las características geológicas del terreno hacen suponer que existen yacimientos de hidrocarburos. En cuanto a las reservas y la etapa de extracción, es muy difícil separar al gas natural del petróleo. Esto es así ya que la mayor parte del gas natural argentino se encuentra en yacimientos que, a la vez, son petroleros. Los yacimientos normalmente contienen tanto gas natural como petróleo; lo que los hace «petroleros» o «gasíferos» es la proporción en que se encuentran estos hidrocarburos. Los yacimientos con gas se dividen en «gasíferos puros», «condensados» y «gas asociado a petróleo» según la cantidad de gas con respecto al petróleo, de mayor a menor. Las reservas de gas natural en el 2005 en Argentina corresponden sólo un 18% a yacimientos «gasíferos puros», 32% a «gas asociado a petróleo» y el 50% a «condensado». De los yacimientos que poseen reservas probadas de gas natural, el gas representa el 65% de las reservas de hidrocarburos totales, siendo el petróleo el 35% restante.10 Metodológicamente, este trabajo se centrará en el upstream del sector petrolero y gasífero, es decir, la etapa de exploración y explotación del recurso. Se deja de lado el downstream (refinamiento, distribución y posterior venta del producto). El objetivo de esta discriminación es plantear el estudio desde el mercado de los hidrocarburos en el momento anterior a la decisión de su procesamiento o comercialización. Se desea verificar si la desregulación provocó cambios en las estrategias de agotamiento y en la decisión exportación–refinamiento/consumo interno por lo que se Ver Carpintero Redondo, O. «Economía y Ciencias de la Naturaleza: Algunas consideraciones sobre el legado de Nicholas Georgescu-Roegen», en Revista del Ministerio de Industria Turismo y Comercio, Nº 779, julio-agosto de 1999, Madrid, en http://www.revistasice.com/ Estudios/Documen/ice/779/ICE7790201.PDF 8 El hecho de considerar la rentabilidad económica como criterio para la definición de las reservas provocará caídas de las reservas ante bajos precios (sin que medie ningún cambio geológico). Esto produjo manejos por parte de las empresas que disminuían las reservas ante bajos precios pero nunca fueron elevadas con los aumentos. Este hecho se tratará en el curso de esta publicación. 9 Resolución 324/06 de la Secretaría de Energía de la Nación. 10 Kozulj, R. Crisis de la industria del gas natural en Argentina, CEPAL, Serie Recursos Naturales e Infraestructura, Nº 88, Bs. As., 2005.

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deja fuera del análisis los pasos posteriores a esta definición. El trabajo se centra en las acciones y punto de vista del productor, dejando a los consumidores e intermediarios de lado. Sin embargo, para analizar la privatización de Gas del Estado y las consecuencias que ésta trajo a la estructura del mercado de gas natural, se analizará parte del downstream (en este caso, el transporte por gasoductos y su comercialización en el mercado interno).

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1. Historia del petróleo y del gas natural argentino ¿Por qué vamos a limitar a los particulares, a las compañías extranjeras, que vengan a traer al país el concurso de sus riquezas y de su contingente a la fuerza económica del país, para tener esto reservado, inhibido durante qué se yo cuanto tiempo, para que sólo explote el Estado, este mal industrial (...) Dip. Joaquín V. González, 1910 De la labor difícil, completa y feliz cumplida por Y.P.F. podemos deducir las conclusiones siguientes: (…) El conocido y generalizado concepto de que el Estado es mal administrador deja paso a otro nuevo, respaldado en hechos de que el Estado es buen administrador cuando quiere serlo. Ing. Enrique Mosconi, 1936

Para comprender verdaderamente las transformaciones sufridas por el sector petrolero y gasífero durante la década del noventa, es necesario hacer un breve repaso por su historia. Se hará hincapié en las políticas y la intervención estatal en el sector.1

Primeros pasos La historia del debate sobre la propiedad de los recursos hidrocarburíferos en Argentina es muy anterior al descubrimiento de petróleo en suelo argentino. El primer antecedente sobre legislación se remonta a 1783 con las Ordenanzas de Minería para la Nueva España. En ellas el rey Carlos III dictaba que «las minas son propias de mi Real Corona», considerando no sólo las minas de oro y plata «sino también las de piedras preciosas (...) y cualquier otros fósiles, ya sean metales perfectos o medio minerales, bitúmenes o jugos de la tierra...».2 Es decir, desde la legislación colonial española (al igual que la francesa) se plantea un claro dominio original del Estado sobre los hidrocarburos. En el territorio nacional, si bien existió explotación privada en Mendoza a fines del siglo XIX (que finalmente fracasó) y que se conocía la existencia de petróleo en Salta desde el siglo XVII, recién hace casi 100 años, el 13 de diciembre de 1907, comienza la historia petrolera argentina. 1 Parte de este capitulo fue presentado en las XX Jornadas de Historia Económica de la Asociación Argentina de Historia Argentina bajo el nombre «Historia y cambio estructural de la industria petrolera Argentina». 2 Mora Contreras J. «El Derecho de Propiedad de los Hidrocarburos en Venezuela: Origen y Tradición Legal», en Revista Venezolana de Economía y Ciencias Sociales, vol. 8, Nº 2 (mayo–agosto), Caracas, 2002.

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Ese día dos operarios nacionales (Humberto Beghín y José Fuchs) enviaron a Buenos Aires un telegrama informando el descubrimiento de petróleo mientras buscaban agua en Comodoro Rivadavia (en ese momento Territorio Nacional de Chubut). Sin embargo, este descubrimiento no se debió meramente a la casualidad, sino que desde varios años antes se estaban realizando trabajos de investigación del subsuelo argentino con el objetivo de encontrar agua, hidrocarburos o minerales.3 Apenas un día después, el Estado Argentino comenzó a regular fuertemente la producción de petróleo. El mismo 14 de diciembre, mediante un corto decreto de menos de 40 palabras, el presidente Figueroa Alcorta comienza la historia del dominio del Estado nacional sobre los yacimientos de hidrocarburos, impidiendo que empresas privadas pudieran tener concesiones en los yacimientos recién descubiertos. Se fijó una reserva pública al prohibir los permisos mineros en un radio de 5 leguas kilométricas de Comodoro Rivadavia (unos 25 kilómetros). En realidad, dicho decreto no hizo más que seguir el camino ya marcado desde 1903 cuando, mediante la Ley Nº 4167 de colonización de tierras, se declara que «no podrán ser enajenadas las tierras que contengan depósitos conocidos de sal, minerales, hulla, petróleo...».4 Es decir que hasta 4 años antes del descubrimiento de petróleo en suelo argentino se planteó claramente el dominio estatal de las reservas. A partir de entonces la historia petrolera argentina se debatirá entre los ataques de las empresas privadas para adueñarse de la riqueza argentina y los intentos de defender la soberanía nacional, por una parte, y la disputa de la propiedad eminente de los yacimientos entre las provincias (muchas veces aliadas de las multinacionales) y la nación que intentaba que la propiedad del subsuelo no fuera fragmentada, como luego ocurriría gracias a la constitución de 1994. El hecho de que el descubrimiento del petróleo haya sido en un Territorio Nacional, por operarios estatales y en la costa (por lo que no se dependía de los ferrocarriles ingleses), facilitó la intervención y el dominio del Estado nacional. Esto fue lo que permitió llevar a la práctica la teoría de dominio estatal heredada de la tradición jurídica colonial (a diferencia de la tradición anglosajona que otorga la plena propiedad privada de las minas y yacimientos). En los primeros años del siglo XX Argentina importaba casi la totalidad de sus necesidades energéticas mediante la compra de carbón ingles (dada la supuesta «mala calidad» del nacional y que los ferrocarriles 3 Ver este tema en Bernal, F. Petróleo, Estado y Soberanía, Biblos, Bs. As., 2005. Para un listado de los análisis y estudios realizados entre 1882 y 1909 ver: Solanas F. y Herrero F. «Jorge Newbery, un hombre de la energía», en Realidad Económica, N° 222, Bs. As., 2006. 4 Ley Nº 4.167 art. 15, promulgada el 3 de enero de 1903.

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británicos, principales consumidores, mantenían una política de demandar únicamente carbón ingles). El petróleo representaba muy poco del consumo energético. A su vez la importación y distribución de los escasos derivados del petróleo que se utilizaban estaba dominada por compañías extranjeras5 directamente o mediante subsidiarias. De esta manera, el capital extranjero presionó para que se permitiera la explotación privada de los campos petrolíferos (únicamente posible por los trusts petroleros ya que no existían en argentina capitales privados deseosos de llevar a cabo estas inversiones). A pesar de la primera reserva que protegía los yacimientos recientemente descubiertos del capital extranjero, la posición sobre el petróleo no era homogénea dentro de los grupos dominantes (liberales, con fuertes intereses en mantener el modelo agroexportador y la dependencia con Inglaterra). Estas diferentes posiciones se observan en los distintos proyectos de ley presentados en el Congreso sobre el tema petrolero. Mientras parte de la oligarquía propulsaba la explotación estatal para reemplazar el carbón extranjero por petróleo nacional (más barato y productivo); otra parte resguardaba los intereses británicos e impulsaba la «libre competencia» (que implicaba entregar los yacimientos a los trusts). Como ejemplo de estos enfrentamientos, podemos mencionar el proyecto de ley presentado por el oficialismo en 1908 para impulsar la explotación y dar fondos a la División de Minas para importar equipos de prospección. Esta ley nunca pudo ser aprobada por la gran oposición suscitada.6 Mientras tanto, el sector privado obtuvo enormes concesiones en los terrenos adyacentes a las reservas fiscales. Sin embargo, estos permisos de cateo no contribuyeron ni en la extracción ni en la prospección (que siguieron dependiendo únicamente de los esfuerzos estatales) sino que se trataron de pedidos meramente especulativos. Estas concesiones privadas aumentaron notoriamente luego de la Ley 7.059 de 1910 que, gracias a las modificaciones impuestas por el congreso, redujo a la mitad la reserva de tierras fiscales para explotación petrolera y la limitó a 5 años. En 1913, se denunció ante el congreso que «manos mercenarias (...) poseen más de 80.000 hectáreas que circulan las 5.000 hectáreas reservadas».7 El 24 de diciembre de 1910, por un decreto del presidente Roque Sáenz Peña, fue creada la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro Rivadavia con el objetivo de explotar las zonas de reserva

5 La estadounidense Standard Oil de Nueva Jersey (actualmente Esso) y la Anglo-Holandesa Royal Dutch Shell. 6 Kaplan M. «La Primera Fase de la Política Petrolera Argentina (1907-1916)», en Desarrollo Económico, Vol. XIII, Nº 52, Bs. As., 1974. 7 Luis Huergo citado en Kaplan M. Op. cit.

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fiscal. Al frente de la Dirección fue puesto el ingeniero Luis Huergo. Sin embargo, las fracciones de la oligarquía ligadas a los intereses de los trusts y contrarias a la explotación estatal lograron obstaculizar los trabajos mediante el constante recorte de fondos presupuestarios. Por ejemplo, de los 15.000.000 de pesos solicitados al congreso para implementar un plan estratégico en 1914, sólo se otorgaron 1.500.000.8 A causa de la baja extracción en los campos fiscales (consecuencia de la falta de presupuesto) sumado a la casi nula explotación privada, Argentina sufrió una gran crisis energética durante la Primera Guerra Mundial cuando prácticamente se cancelaron las importaciones. En este período se debió recurrir al consumo de madera (que llegó a representar el 75% del abastecimiento de combustible en 1918)9 ante la escasez de carbón y petróleo. En 1922, a pesar de que se duplicó la extracción de 1918, el petróleo nacional apenas representaba el 30% del consumo.

La creación de YPF Sin embargo, fue con la creación de YPF en 1922 (bajo la dirección del Gral. Mosconi) cuando el Estado toma un papel activo en todas las fases del mercado petrolero, desde la extracción al refinamiento y la comercialización de los derivados.10 El militar estaba convencido de que correspondía al Estado proveer combustibles al ejército y a la industria para evitar la dependencia que imponía al país no controlar la producción y distribución del petróleo y sus derivados.11 YPF se transformó en la primera empresa petrolera estatal del mundo, que sirvió como modelo de empresa integrada y eficiente a toda América. La experiencia de la Primera Guerra había puesto en crisis al modelo económico agroexportador y su total dependencia energética. Es importante recalcar el papel que cumplió parte del ejército durante este periodo en la industrialización del país, planteando tempranamente que sin industria ni energía nacional no podía existir verdadera soberanía. El Gral. Mosconi y el Cnel. Baldrich en el petróleo como el Gral. Savio en el acero fueron los defensores más importantes de esta corriente. Con esta nueva política petrolera se lograron grandes avances en poco tiempo. En 1923 Argentina fabrica nafta de avión para la fuerza aérea y

8 En total desde 1911 hasta 1916 apenas se asignó 8,6 millones para la industria petrolera. Mosconi «El petróleo Argentino 1922-1930». 9 Durante la Guerra, se llegó al extremo de quemar mazorcas de maíz en ferrocarriles y centrales eléctricas ante la falta de combustible. 10 Nuevamente se observa que en este período la idea de la necesidad de la industrialización del petróleo era general, ya que fue un presidente claramente liberal como Alvear quien funda YPF. 11 Debe reconocerse la gran influencia que tuvieron en Mosconi las ideas y consejos de su amigo Jorge Newbery, primer gran defensor del Petróleo Nacional (Solanas F. y Herrero F.).

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en 1925 YPF inaugura la primera destilería nacional, aunque en extracción no se lograron los objetivos buscados.12 A pesar de las diferencias encontradas en el seno de los grupos dominantes, existía el consenso de que el petróleo debía ser usado para el beneficio del país. Se necesitaba el combustible para abastecer tanto al transporte nacional como a la incipiente pero pujante industria.13 Es decir, no se negaba el carácter de recurso natural estratégico del petróleo ni su potencial para desarrollar el país. Las diferencias se encontraban en quien debía llevar a cabo las explotaciones y de que manera se repartían los beneficios (Estado, provincias o empresas). En este sentido, Mosconi veía al petróleo como un «caso testigo» de la independencia económica en contra de los «trusts» internacionales e identificaba a YPF con el patriotismo argentino y a cada empleado como un «soldado civil».14 En realidad, el primer presidente de YPF defendió desde un principio la idea de una «empresa mixta» con capitales nacionales y sus principales ataques fueron a la estadounidense Standard Oil más que a las empresas de capitales ingleses (siguiendo al gobierno «anglófilo» de Alvear). Finalmente, en el segundo gobierno de Yrigoyen adoptó la idea de la nacionalización total de los hidrocarburos ante los constantes problemas tanto con las empresas como con las provincias.15 YPF fue creciendo rápidamente en importancia al ser el único actor en el mercado que logró integrar todas las etapas del proceso productivo. En 1929 sorprendió al mercado de derivados disminuyendo drásticamente el precio de la gasolina, lo que obligó a que las distribuidoras extranjeras que se habían dividido el mercado (Standard Oil y Dutch-Shell) se vean obligadas a acompañarla. A partir de este momento, YPF mantuvo bajos los precios de referencia de los combustibles debiendo ser seguida por las empresas internacionales. Además, desde 1917 la explotación estatal no recibió capitales del gobierno sino que se debió autofinanciar y girar, además, parte de sus utilidades al Estado nacional. Este mecanismo se convirtió en fuente segura de financiamiento para el Presupuesto Nacional (en los años 1933 y 1934 la empresa debió contribuir al Estado el 30% de sus utilidades).16

12 A pesar de que la extracción creció un 140% entre 1922 y 1930, la participación estatal en la extracción cayó del 77% al 58% mientras que la producción por pozo se redujo un 50% en el mismo período. 13 En este trabajo se decidió mantener la cronología habitual de situar el comienzo de la ISI en 1930, aunque ya existían indicios de industrialización durante la década del 20. En este sentido, las políticas petroleras previas a 1930 se alinean con las tomadas durante la ISI. 14 Solberg C. Petróleo y Nacionalismo en la Argentina, Editorial Hispamerica, Bs. As., 1986. 15 Ver «El federalismo petrolero» y la relación con las provincias en 1 Historia del petróleo y Gas del Estado argentino. 16 Silenzi de Stagni, A. El Petróleo Argentino, Col. Problemas Nacionales, Bs. As., 1955.

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De esta manera, y gracias a los esfuerzos del propio Mosconi, la empresa estatal argentina fue el modelo sobre el cual muchos países latinoamericanos crearon sus propias petroleras nacionales. El flamante presidente de YPF visitó Uruguay, Bolivia, Colombia, Brasil y México y, mientras atacaba a las petroleras internacionales, impulsó la coordinación de una política petrolera latinoamericana. En 1930 se produce el primero de los ataques a la YPF estatal. En ese año se vivió el primer golpe de Estado (el primero de una lamentable lista), que derrocó a Yrigoyen y que tuvo «olor a petróleo» por el papel de la Standard Oil en su preparación.17 Tres días después del golpe eran detenidos Mosconi y Baldrich, principales propulsores de la política petrolera y de YPF. Con ese golpe de Estado se entierra la idea de nacionalizar los hidrocarburos y es el fin de una etapa de la política petrolera nacional. En cuanto a lo que se refiere al gas natural, el mismo no era considerado un producto valioso todavía, ya que apenas se utilizaba para la distribución a algunas zonas aledañas a los yacimientos de Comodoro Rivadavia y Neuquén por parte de YPF. En Buenos Aires se continuaba el servicio de gas manufacturado mediante carbón de la inglesa «Cia. Primitiva de Gas de Buenos Aires Ltda.», a la que se le había otorgado una concesión por 99 años iniciada a mediados del siglo XIX. En 1932 YPF comenzó a producir Gas Licuado de Petróleo en garrafas.

El «federalismo petrolero» y la relación con las provincias Como se comentó anteriormente, a pesar de haber descubierto petróleo en provincias argentinas con anterioridad a 1907, la explotación nacional del recurso comienza por el Estado en el Territorio Nacional de Chubut. Esto se debe en parte a que los gobiernos provinciales (principalmente Mendoza, Salta y Jujuy) no buscaron una participación activa en el mercado petrolero. Sus intereses siempre estuvieron aliados con las empresas petroleras internacionales. Desde el descubrimiento del petróleo, las provincias presionaron por la «federalización» de las reservas petrolíferas, negando la potestad del gobierno nacional sobre las reservas. La fuerte posición de las elites provinciales en el poder legislativo nacional (principalmente en la cámara de senadores) fue un freno constante a los planes de los gobiernos que quisieron avanzar sobre el dominio del petróleo. En 1916 se presentó un primer proyecto para modificar el Código de Minería otorgando al gobierno

17 Si bien la participación de la Standard Oil en la preparación del golpe fue relativizada, fue innegable su intervención. Además, la mayoría del gabinete de Uriburu estaba vinculado a intereses petroleros.

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nacional jurisdicción sobre el subsuelo. Dicho proyecto fue rechazado enérgicamente por los representantes de las provincias.18 La misma suerte corrió la reforma petrolera presentada por Yrigoyen en 1920 que ni siquiera llegó a considerarse y fueron las provincias los principales opositores a su posterior política de nacionalización del petróleo. La principal provincia productora en los comienzos fue Salta. Si bien el gobernador salteño había decretado en 1911 una gran reserva de territorio sin dar concesiones, la oligarquía local, aliándose a la Standard Oil, logró su derogación en 1918 (por lo que Yrigoyen intervino la provincia). Con esta modificación, la empresa norteamericana adquirió el control de 1,2 millones de hectáreas en la provincia aunque no extrajo petróleo hasta 1926. Mientras tanto, YPF carecía de permiso legal para extraer petróleo. En Jujuy se llevó adelante una política similar, aunque permitiendo el ingreso de YPF en 1925. En 1923 Alvear llevó al Congreso una nueva ley que declaraba como único propietario petrolero al gobierno nacional y permitía la extracción de YPF en las provincias a cambio del pago de regalías. Nuevamente, esta ley no pudo pasar la férrea oposición de las provincias. Cuando en 1927 YPF logró obtener las concesiones de un particular para poder extraer petróleo en Salta, el gobierno provincial falló a favor de la Standard Oil y ordenó que YPF detenga las obras. Las contradicciones entre las provincias petroleras (que defendían su derecho de disponer libremente de las reservas y sus contratos con las petroleras internacionales) y el Estado nacional (que buscaba la nacionalización de los yacimientos bajo el control de YPF) se intensificaron durante la segunda presidencia de Yrigoyen. Durante la campaña el tema petrolero tomó una importancia central, ya que el candidato radical prometió lograr el monopolio petrolero nacional. La Ley que pretendía cumplir esta promesa fue aprobada en diputados en 1927 por estrecho margen (65 votos contra 55) con polarizaciones regionales: Capital votó 23 a 8 a favor mientras que el Interior 22 a 8 en contra (aun el 40% de los diputados oficialistas votaron en contra).19 Sin embargo, nunca pudo pasar la oposición provincial en Senadores. Luego del golpe de Estado de 1930 se consolidó la posición de YPF en las provincias. Mediante un decreto de Justo en 1934 (ratificado en el congreso) se permitió a YPF operar en las provincias aunque sin la nacionalización de las reservas, a pesar de que Salta firmara un contrato de exclusividad con la Standard Oil. Las provincias mantenían la autoridad juridisccional y obtenían una regalía del 12%. 18 La principal voz opositora al proyecto oficial fue el diputado salteño Uriburu que luego sería abogado de la Standard Oil. 19 Solberg C. Op. cit.

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Si bien las concesiones privadas en las provincias nunca llegaron a representar parte importante de la extracción nacional (en 1930 de Salta se extraía apenas el 2% del petróleo nacional), la discusión sobre la soberanía entre nación y provincias fue muy importante en los primeros años. Salvo en algunos momentos en los que existían gobernadores afines al gobierno nacional, las provincias petroleras mantuvieron una posición enfrentada a la nacionalización o centralización de los yacimientos y lograron frenar todos los intentos de reformas del Ejecutivo. Históricamente, la posición de los gobiernos provinciales se encontró del lado de las petroleras internacionales y en contra de YPF. Luego de la entrada definitiva de YPF en las provincias, se consolidó la participación de los gobiernos provinciales en la renta por medio de las regalías que se estipularon en el 12% (siendo en la actualidad una de las alícuotas más bajas del mundo). Se verá más adelante que la federalización de las reservas finalmente fue llevada a la práctica con la Constitución de 1994 provocando la fragmentación del subsuelo.

El petróleo y el gas en la ISI El comienzo de la ISI (Industrialización por Sustitución de Importaciones) se ubica tradicionalmente luego de la gran crisis del 30 pero algunas de sus características más relevantes se pueden observar desde varios años antes. En este modelo, la industria pasa a tener un papel de importancia como proveedor de los productos importados que la crisis mundial primero y la guerra mundial después imposibilitaba obtener. Además, se convierte en gran demandante de mano de obra por lo que su importancia es tanto económica como social. La Industrialización se ubicó lejos de la frontera tecnológica, tomando características de «adaptativa y tardía», con protección estatal mediante barreras arancelarias, subsidios y política cambiaria con la que se garantizaba la realización en el mercado interno de las mercancías.20 Ante este modelo, los hidrocarburos pasan a tomar cada vez más importancia como insumo de la incipiente industria. Es necesario contar con combustibles baratos y abundantes para no elevar aun más los precios de las mercancías producidas (y consumidas) internamente. La renta petrolera será utilizada para subsidiar mediante precios bajos al capital industrial (mediante precios bajos de sus insumos energéticos, debiendo además abonar menores salarios). Luego del derrocamiento de Yrigoyen, si bien no se avanzó en el fortalecimiento de YPF, tampoco se la atacó definitivamente. Se abandonó la política hacia la nacionalización de los hidrocarburos pero siempre 20 Ver análisis de la ISI en este sentido en Nochteff ,H. «Patrones de Crecimiento y Políticas Tecnológicas en el Siglo XX», en Revista Ciclos, año IV, Nº 6, Bs. As., 1º semestre de 1994; López, A., «Una nueva perspectiva de la industrialización sustitutiva de importaciones: los orígenes estructurales e históricos de su rezago en la argentina» entre otros.

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reconociendo la importancia del petróleo como fuente de desarrollo. En este sentido son las políticas «contradictorias» de Justo que, por un lado apañó el crecimiento del capital extranjero y por el otro impidió nuevas concesiones, permitió el acceso de la petrolera nacional a las provincias y reguló la importación garantizando a YPF el 50% del mercado de derivados.21 Durante la Segunda Guerra Mundial, a pesar de los problemas económicos y la imposibilidad de conseguir equipos del exterior, la extracción de petróleo creció un 22% desde 1939 hasta 1945 pero únicamente gracias al esfuerzo de YPF (que aumentó su extracción un 45% mientras que las empresas privadas disminuyeron un 21%). Sin embargo, este crecimiento fue mucho menor al de la demanda por lo que en 1944 (lo peor de la crisis) el petróleo nacional apenas representó el 31% del consumo. Fue durante el primer gobierno peronista cuando se retomó el camino de la nacionalización del petróleo y se fortalece a YPF ante esta acuciante crisis energética. En tal sentido, la constitución de 1949 establece que los yacimientos de hidrocarburos son «bienes imprescindibles e inalienables de la Nación» e YPF obtuvo el apoyo necesario para hacer crecer la extracción de petróleo en más del 50% en 6 años.22 Conjuntamente, es con la creación de Gas del Estado en 1946 cuando se le reconoce al gas natural toda su importancia estratégica como factor energético. La nueva empresa obtenía el monopolio del transporte y la distribución quedando la extracción en manos de YPF. Fue mediante este sistema que Gas del Estado inauguró en 1949 el primer gasoducto que unía Comodoro Rivadavia con Buenos Aires, que fuera el más largo del mundo en su tipo sin necesidad de financiamiento externo. YPF seguía viendo al gas natural como un producto secundario del negocio petrolero ya que el precio de transferencia23 al cual vendía a Gas del Estado era muy bajo, por un deliberada política industrializadora que intentaba gasificar a todo el país. Además, el objetivo estratégico de YPF era lograr el autoabastecimiento petrolero y no el gas natural. Estos bajos precios permitieron a Gas del Estado ofrecer a su vez bajas tarifas para los consumidores y lograr una rápida extensión del uso del gas natural en la Argentina. 21 Divito, H.: «Lo hecho y lo dicho sobre el petróleo en la Argentina del siglo XX. Del nacionalismo desarrollista al ambientalismo global». http://www.uces.edu.ar/departamentos/investigacion/archivos/informe_final_divito.pdf 22 Además de los problemas de Balanza de Pagos que sufría Argentina durante la ISI, YPF debió afrontar la imposibilidad de importar equipos modernos ante el escueto mercado de posguerra y las restricciones comerciales de Estados Unidos a la venta de equipos de perforación a Argentina. 23 Es decir, el precio estipulado por la Secretaría de Energía al que YPF debía vender el gas natural a Gas del Estado.

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A pesar de los esfuerzos, en este período no se logró el buscado autoabastecimiento petrolero. Si bien no hubo nacionalizaciones, el sector privado disminuyó constantemente la extracción. En 1955 el sector privado extrajo un 33% menos que en 1945, por lo que la participación de YPF continuó creciendo hasta representar el 84%. Como la demanda crecía a un ritmo mayor al que lo hacía la extracción, todavía eran necesarias grandes importaciones de combustibles para abastecer el mercado interno: en 1954 sólo el 54% del petróleo consumido era nacional. El gran peso de las importaciones de petróleo en el déficit comercial y de balanza de pagos era uno de los mayores problemas para el funcionamiento del modelo de «Industrialización por Sustitución de Importaciones», lo que presionaba aun más las necesidades de divisas del modelo. La dependencia energética acentuaba, de esta manera, los ciclos de «stop & go» que sufría la economía argentina desde 1930. Para solucionar esto, Perón en 1955 intentó realizar contratos de explotación con la Compañía California Argentina de Petróleo (subsidiaria de la Standard Oil de California). La historia petrolera todavía se debate sobre estos contratos: representaron una traición a la constitución de 1949 y a la soberanía nacional (por la enorme extensión de las áreas, su precio mayor al de importación y el otorgamiento de autoridad juridisccional a la empresa) o fueron una solución pragmática que intentó solucionar la dependencia energética sin resignar el control del recurso.24 Finalmente el gobierno militar que derrocó a Perón anuló estos contratos aunque no se solucionó la dependencia que produjo la falta de autoabastecimiento. En 1957 la importación de petróleo significaba cerca del 25% del total de las compras externas y representaba casi el mismo monto del déficit comercial. Para solucionar los ciclos de «stop & go» (generados por los problemas de Balanza de Pagos), el desarrollismo propuso completar la Sustitución de Importaciones hacia la industria pesada y de capital. Para esto se recurriría a la Inversión Extranjera Directa que aportaría capitales y tecnologías «de punta». De esta manera, se generaría crecimiento económico rápido y una menor dependencia externa. Con la industria pesada se buscó pasar de una ISI primaria a una ISI secundaria y eliminar la necesidad estructural de importar insumos y capitales que mantenía el modelo. Por su importancia en el déficit comercial el petróleo era uno de los sectores que se abrirían a la IED. En ese contexto es que Frondizi (a pesar de sus promesas de campaña y de haber sido uno de los principales críticos de los contratos de Perón con la California) buscó solucionar el problema energético abriendo las 24 Para conocer las críticas a estos contratos ver Silenzi de Stagni. Op. cit. o Bernal, F. Petróleo, Estado y Soberanía, Biblos, Bs. As., 2005

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puertas del mercado de hidrocarburos argentino a empresas privadas internacionales aunque sólo para la extracción de petróleo. El resto de los eslabones productivos seguirían bajo el control de YPF. Estos contratos generaron grandes rechazos25 (hasta Frondizi fue denunciado por «traición a la patria») y fueron anulados por el presidente Illía porque, según sus palabras al enviado de EE.UU. «interfieren la soberanía económica de la Argentina, de manera que (...) supera cualquier explicación de carácter jurídico».26 De esta manera, se anularon los contratos que ataban el precio interno a los internacionales. A pesar de las amenazas por parte de las empresas, la cancelación no implicó una baja en la extracción. Luego de la caída del presidente Illía, bajo la dictadura de Onganía se promulgó la Ley de Hidrocarburos (N° 17.319/67, todavía vigente) que permitió nuevamente la concesión de contratos de exploración y explotación a empresas privadas. A pesar de esto, el papel central de esta estructura sigue siendo YPF y la intervención estatal ya que, según la ley, la inversión privada «cubrirá aquellas zonas que la empresa estatal no pueda desarrollar o no convenga que lo haga en razón de sus limitaciones técnicas o económicas».27 Todavía era clara la postura intervencionista del Estado en el mercado petrolero y el papel del petróleo como insumo de la industria y el transporte nacional. Por ejemplo, el articulo N° 6 aclara que de no alcanzarse el autoabastecimiento (uno de los objetivos de este régimen), todo el petróleo extraído tanto estatal como privado obligatoriamente deberá ser utilizado en el país por lo que, hasta que se garantice el autoabastecimiento, se prohíben las exportaciones de petróleo crudo. Además se estipula que el Poder Ejecutivo fijará los precios de comercialización interna del petróleo. Sin embargo, esta ley permitió el crecimiento del sector privado en condiciones que perjudicaban económicamente a YPF. Se firmaron contratos gratuitos de «producción o desarrollo» con empresas privadas para yacimientos en producción por YPF. Por estos yacimientos activos (donde no existía el menor riesgo) las empresas no debieron abonar nada y obtuvieron grandes beneficios. En cambio YPF, que había realizado las 25 Al igual que en el caso de los contratos de Perón, existen varias distintas versiones sobre si estos contratos se trataban de una entrega de la soberanía nacional al capital extranjero o una medida pragmática para lograr el autoabastecimiento. El propio Perón se refirió a ellos (reproducido en revista Crisis) diciendo que «El antipatriotismo y la deshonestidad marchan del brazo en esta inconcebible entrega de la economía argentina». Ver las distintas posturas en Bernal, F. Petróleo, Estado y Soberanía, Biblos, Bs. As., 2005. Y Sábato, A. Petróleo: dependencia o liberación, Macacha Guemes, Bs As, 1974. 26 En Calleja, G. «40 años de la anulación de los contratos petroleros», en Boletín InfoMoreno N° 17 del 11 de diciembre de 2003, Moreno (Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora) Bs. As. 27 Krieger Vasena y otros; Fundamentación de la Ley 17319/67, 23 de junio de 1967.

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inversiones de riesgo que permitieron la extracción en esos pozos, no recibió compensación alguna. Esto causó grandes perdidas a la empresa y por tanto a toda la población argentina. Entre las áreas cedidas gratuitamente por la dictadura de Onganía se encuentran los contratos más importantes firmados por Frondizi y anulados por Illía (como por ejemplo los yacimientos de Cerro Dragón y La Ventana que aún hoy en conjunto representan el 12% de la extracción nacional). El sector no sufrió grandes transformaciones, a pesar de la crisis del petróleo del 72-73 que multiplicó varias veces el precio de petróleo. Esto fue, en parte, gracias a la anulación de los contratos de Frondizi cuyos costos estaban atados al precio internacional. Como el petróleo y sus derivados todavía eran insumos para la industria y el transporte, sus precios fueron manejados políticamente y mantenidos en niveles bajos a pesar de los grandes aumentos de los precios internacionales. Además el petróleo era utilizado como medio para recaudar impuestos. Durante los setenta YPF sólo recibió el 30% del precio de las gasolinas: el resto eran impuestos. Esta política provocó la descapitalización de la empresa estatal que le impidió realizar las inversiones necesarias. En lo que respecta al gas natural, esta época (66-76) fue el piso histórico del precio de transferencia pagado a YPF por Gas del Estado (que apenas alcanzaba a cubrir los costos pero eran compensados por los beneficios del petróleo). Esto le permitió a Gas del Estado aumentar significativamente el mercado gasífero con una tasa anual de crecimiento del consumo de 10,2% gracias a la sustitución de derivados del petróleo más caros y contaminantes (kerosén en el consumo domestico y fuel oil y diesel oil en la industria y la generación eléctrica). Para poder aumentar la oferta interna, entraron en operación 4 gasoductos por un total de casi 5.000 km. Sin embargo, se debió recurrir a la importación de gas desde Bolivia a partir del año 1972. La mencionada cesión de áreas en actividad de YPF al sector privado a partir de 1967, gracias a la nueva ley de hidrocarburos, implicó que comenzara la participación de empresas privadas en la producción de gas natural. El primer yacimiento gasífero transferido al sector privado fue «Entre Lomas» al grupo Pérez Companc. En 1972, con la concesión del yacimiento de «Lindero Atravesado» a Bridas–Astra, la extracción privada llega a representar el 18% del gas nacional.

Primeras Reformas Fue con la llegada de las políticas neoliberales de la dictadura instaurada en 1976 que se observaron nuevos cambios claramente dirigidos a atacar a las empresas publicas del sector y favorecer a las empresas privadas (en su mayoría pertenecientes a los grandes grupos económicos) que se beneficiaron con el modelo desindustrializador impuesto. 30 / Hidrocarburos y política energética.

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Con la excusa de aumentar la extracción por medio de «recuperación secundaria», se licitaron a partir de 1977 un total de 10 áreas en explotación por YPF para que empresas del sector privado se hagan cargo sin abonar ni un solo centavo. Nuevamente YPF debió resignar yacimientos en actividad sin obtener ningún ingreso por las inversiones realizadas. Las licitaciones se efectuaron por «cuota de extracción», es decir era ganadora la empresa que prometiera una mayor extracción. El Estado se comprometía a comprar todo el petróleo extraído a un precio fijo, multando a la empresa si no cumplía la cuota pactada y pagando un sobreprecio si conseguía superar esa cuota. De esta manera, 10 áreas con 1.024 pozos que representaban el 10% de la extracción nacional (unos 7.185 m3 de extracción diaria) pasaron en forma totalmente gratuita a manos empresas como Pérez Companc, Bridas, Astra, Amoco, SOCMA, Soldati, etc.28 Las empresas, conocedoras de cómo iba a ser la implementación del plan y poseedoras de amplios poderes de «lobby», presentaron promesas de explotación sobredimensionadas. Así, los consorcios ganadores prometieron extracciones por un 92% más que lo proyectado por YPF. El tiempo indicó que las proyecciones de YPF habían sido correctas (ya que la extracción efectivamente efectuada fue apenas un 10% superior) y que las empresas no estaban en condiciones de cumplir con sus compromisos. Sin embargo, las empresas lograron, mediante sus «contactos» en el gobierno de facto, que YPF les condonara las multas por incumplimiento mientras pagaba los premios. Finalmente, estas empresas obtuvieron un último «beneficio». En octubre de 1982 el gobierno de facto firmó la «renegociación de los contratos».29 De más está decir que esta renegociación no hizo más que generar mayores ganancias a las empresas y pérdidas a YPF (y a todos los argentinos).30 Además de incrementar los precios pagados por YPF, se disminuyeron las cuotas de extracción obligatorias (que las propias empresas se habían comprometido a efectuar), obligando a YPF a grandes erogaciones por el mismo volumen recibido. Al bajarse la cuota, las empresas que antes debían pagar «castigos» (por no cumplir lo

28 De estas áreas provino el 32% del petróleo extraído entre 1977 y 1990 por el total de las áreas cedidas por YPF. Kozulj, R. y Bravo, V. La Política de desregulación petrolera en Argentina. Antecedentes e impactos, IDEE (Instituto de Economía Energética), Asociado a Fundación Bariloche; Bs. As., 1993. 29 Los entretelones de la renegociación y sus consecuencias se analizan en Bonelli, M. Un volcán en llamas. Los contratos petroleros, Corregidor, Bs. As., 1984. 30 Como ejemplo de la «convivencia» entre los grupos económicos de la «patria contratista» y las autoridades encargadas de renegociar los contratos petroleros, se puede mencionar el caso de Bustos Fernández quien, en 1976, firmó 6 contratos de explotación como vicepresidente de Pérez Companc y en 1982 los renegoció (en beneficio de la empresa) como presidente interventor de YPF.

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comprometido) comenzaron a cobrar «premios» (por superar la nueva cuota). De esta manera, considerando el precio extra pagado luego de la renegociación con el aumento del volumen recibido por YPF, la empresa estatal pagó el petróleo que ella misma había descubierto entre 3 y 7 veces más que su propio costo y un 51% más que el precio internacional (llegando en algunas áreas como Refugio Tupungato a superar en 5 veces al precio internacional).31 Además de las concesiones para «recuperación secundaria», en 1978 se creó una nueva figura mediante el llamado Decreto de Contratos de Riesgos (N° 21.778), con el objetivo de «aumentar las reservas de petróleo y la producción para lograr el abastecimiento». Sin embargo, estos contratos tampoco generaron ninguna inversión de riesgo ni actividad exploratoria alguna. Los grandes grupos económicos32 nuevamente recibieron en concesión y sin costo, áreas con reservas comprobadas o en producción gracias a las inversiones de YPF. Lentamente, el petróleo extraído comenzó a crecer ya que YPF pagaba a los contratistas casi el doble de lo que le costaba extraerlo. Por ejemplo, en 1980 las empresas privadas contratistas de YPF llegaron a obtener un beneficio extraordinario de aproximadamente de U$S 6 el barril (comparando el precio pagado por el petróleo con los costos de producción de YPF). Esto implicaba que, además de generar pérdidas para la petrolera nacional, los grupos económicos obtuvieron parte de la renta petrolera sin siquiera haber realizado inversiones. A pesar de los cuantiosos beneficios obtenidos, el descubrimiento de nuevas reservas se mantuvo en la práctica como exclusiva responsabilidad de la petrolera estatal. Además, tanto YPF como Gas del Estado, debieron soportar una explosión en su endeudamiento externo, decidido políticamente por el ministro de economía Martínez de Hoz, para financiar con divisas la llamada «tablita cambiaria», el déficit comercial y la fuga de capitales. Ambas empresas empezaron a decaer, víctima del abandono estatal y la política activa de beneficiar a los grandes grupos económicos. Esto fue parte del plan de redefinición de la estructura económica argentina. La industria dejó de ser el sector principal de la economía, adoptando un modelo de acumulación basado en la valorización financiera. En este contexto, se puede decir que YPF pasó a tener más importancia para el gobierno de facto como actor en el mercado financiero internacional que como empresa estratégica para el desarrollo industrial. De esta manera YPF debió incrementar su deuda externa durante todo el proceso militar unos 7.763 millones de dólares (a pesar de no necesitar financiamiento) multiplicando por doce su deuda desde diciembre 31 Bonelli, M. Op. Cit. 32 En este caso, las empresas favorecidas fueron Bridas, Astra, Techint, SOCMA, entre otras.

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de 1975 a marzo de 1983. En marzo de 1984 YPF poseía el 18% de la deuda externa pública argentina.33 En cuanto al gas natural, el año 1977 marca un quiebre en su papel dentro de la matriz energética argentina. En ese año YPF descubre el mega-yacimiento de Loma de la Lata por lo que las reservas de gas natural comienzan a duplicar a las de petróleo, cuando anteriormente la situación era la inversa. En cuanto a los precios, el precio de transferencia pagado por Gas del Estado a YPF comienza a subir, permitiendo a la petrolera recuperar sus costos a pesar del pago de las regalías a las provincias productoras. Sin embargo, a partir de 1980 las regalías y el precio del gas al que YPF debía comprar a los contratistas comenzaron a subir por lo que superaban el precio de transferencia al que se vendía a Gas del Estado. Esto producía un quebranto a la empresa (las regalías llegaron a significar más del 60% del precio de transferencia recibido por lo que la petrolera no alcanzaba a cubrir sus costos). Gas del Estado no se beneficiaba de estos menores costos de adquisición del gas a YPF ya que sus tarifas a los consumidores eran reguladas y se mantenían bajas a su vez. Sin embargo sus arcas debieron soportar el peaje y la concesión del gasoducto Centro-Oeste con el consorcio COGASCO con tarifas mucho mayores a los de la propia compañía. Esto, además de producir una perdida considerable para la empresa estatal, generaba un nuevo aumento en su endeudamiento externo. Por otra parte, las importaciones de gas natural desde Bolivia (a precios convenidos políticamente por el Estado y renovados por cuestiones geopolíticas) generaron otra fuente de pérdidas para la empresa ya que su precio era superior a las tarifas cobradas (además que superior al precio de importación vigente en otros países). Gracias al descubrimiento de Loma de la Lata, se refuerza la política activa de incentivar el consumo de gas natural y aumentar su participación en la matriz energética primaria (mediante manejo de precios e impuestos). De esta manera se buscó disminuir los requerimientos de recursos energéticos más contaminantes y escasos (carbón, petróleo y derivados) por otro más limpio y abundante (gas natural) tanto para el consumo como para la generación de electricidad. Además, se incentivó la utilización de energías renovables (principalmente la energía hidroeléctrica) en vez de no renovables. Estas grandes obras se financiaron, fundamentalmente, mediante el cobro de impuestos especiales a las naftas. Durante la década de los ochenta, el sector petrolero no pudo evitar la crisis general de la economía argentina, producto de la «crisis de la deuda 33 Según Acta de la Resolución del Juez Ballesteros sobre la causa iniciada por Olmos, citado en Herrera y García Herrera, C. y García M. A 10 años de la Privatización de YPF– Análisis y consecuencias en la Argentina y en la Cuenca del Golfo San Jorge, CREEPaCe, Comodoro Rivadavia, 23 de enero de 2003.

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externa» sufrida por todos los países de la periferia pero que se sintió más profundamente en los mayores deudores de América Latina (México, Brasil y Argentina). Además, YPF se encontró durante toda esta década con grandes problemas financieros producto del mega-endeudamiento que afrontó por motivos políticos en los setenta. En 1985 el gobierno democrático de Alfonsín creó el Plan Houston para aumentar las reservas mediante la concesión de áreas para la exploración privada. Este plan no tuvo éxito, pues los grandes grupos locales no estaban dispuestos a realizar las inversiones de riesgo necesarias para la exploración de nuevas reservas. De las 165 áreas licitadas, apenas en tres se tuvieron resultados exitosos. Sin embargo, sólo una resultó de importancia: El yacimiento «Huantraico» adjudicado a Petrolera San Jorge, vinculada a la C.F.I. (Corporación Financiera Internacional)-Banco Mundial. Sin embargo, este yacimiento había sido denunciado como una extensión del yacimiento «Filo Morado» de YPF (por lo que no se trataba de un área con real riesgo exploratorio). La falta de inversiones productivas de las empresas privadas se observó en los pocos pozos perforados en las áreas del Plan Houston que fueron apenas el 5% de las perforaciones efectuadas durante el gobierno radical. Ante la falta de inversiones de riesgo de las empresas locales, la «obligación» de mantener las reservas fue responsabilidad de la empresa estatal que no estaba en condiciones de llevar adelante las inversiones necesarias a causa de sus grandes problemas financieros (no provocados por un mal manejo de la empresa). En cuanto a los ingresos, los precios de los derivados del petróleo fueron utilizados por el gobierno como una herramienta antiinflacionaria. Sin embargo, el pago de las regalías de las provincias extractoras y los contratos con las empresas privadas dependían del precio internacional por lo que se generaban grandes quebrantos para YPF. Esto provocó que durante el gobierno radical cayeran los pozos de exploración, las reservas y la explotación petrolera. A pesar de esto, durante los años ochenta el predominio de YPF en la extracción de petróleo y de gas fue total (en 1989 representaba el 97,6% del petróleo nacional y el 63% sin los contratos privados34) y continuó la fuerte intervención estatal en el mercado (decidiendo los precios en cada etapa, los impuestos, las cuotas de crudo de cada refinería, etc.). El objetivo de la regulación seguía siendo asegurar y mantener el autoabastecimiento y definir la política óptima de agotamiento del recurso no renovable.

34 La extracción «por contrato» son aquellos yacimientos operados por empresas privadas que entregan su producción a YPF por un precio pactado. Son, mayoritariamente, los contratos otorgados desde 1976.

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En cuanto al gas natural, la política activa de promover el cambio en la matriz de consumo energético en beneficio del gas natural era un éxito. Se mantuvo desde 1960 el crecimiento del gas entregado a una tasa media anual del 11%, mientras que el número de usuarios lo hizo a una tasa anual de casi 6% (contra menos de 2% de crecimiento de la población) y la capacidad de transporte se multiplicó por 80. Tanto los precios de transferencia como las tarifas a sus usuarios eran decididos políticamente para beneficiar a los consumidores y a la industria (ya que Gas del Estado también participaba en la separación y tratamiento del gas natural para su uso como insumo industrial). Además, la renta hidrocarburífera era captada por el Estado para su redistribución. En este sentido, se crearon varios impuestos sobre los derivados del petróleo que contribuyeron al desarrollo nacional a costa de perjudicar a la empresa estatal. Además de las regalías a las provincias productoras (que en algunos casos significaban y significan aún parte importante en los presupuestos provinciales), los derivados del petróleo contribuían a los ferrocarriles, a vialidad nacional (rutas y autopistas), al Fondo Nacional de Energía y al Fondo Nacional de Grandes Obras Eléctricas (que financiaron la construcción de las represas hidroeléctricas, centrales atómicas y obras de infraestructura eléctrica), al Tesoro Nacional y al Sistema de Seguridad Social. El Impuesto a los Combustibles Líquidos llegó a representar en 1983 el 21% de los ingresos tributarios totales. Según estimaciones35 en 1988 la «renta petrolera» se distribuía entre el Estado nacional (53,8%), YPF (24,2%), Contratistas privados (10,2%), Provincias Productoras (4,1%) y Refinadoras y Distribuidoras el resto (7,7%). Es decir, se eligió perjudicar a YPF otorgándole una gran carga impositiva a sus productos con el objetivo de desarrollar al país redistribuyendo la renta petrolera. Esta distribución es drásticamente distinta a la que tendrá lugar luego de la desregulación, cuando la mayor parte de la renta del petróleo será apropiada por empresas extranjeras.36 Con los beneficios del petróleo argentino (y de YPF) se logró la construcción de obras de infraestructura para el desarrollo nacional como las grandes represas que permiten aprovechar los recursos energéticos renovables (por lo que se financió con el petróleo su propio reemplazo). A esto se le debe sumar el mencionado uso de los precios de los productos energéticos (principalmente los derivados del petróleo) como «palancas» antiinflacionarias, manteniendo atrasadas sus tarifas. Además en muchas localidades YPF cumplía una función social más que económica, por 35 Kozulj, R; Bravo, V. Op. cit. 36 Ver «La apropiación de la Renta: una aproximación» en 3 De recurso estratégico a... o UNCTAD; Informe sobre el Comercio y el Desarrollo 2005 Panorama General; Naciones Unidas, 2005.

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todos los beneficios que otorgaba tanto a sus empleados como al resto de los pobladores de las pequeñas localidades en los que operaba (con un único precio para todo el país). Estas medidas, mientras perjudicaban a YPF como empresa, beneficiaban a la Argentina como nación.

Conclusiones Luego de este breve repaso de la historia petrolera se llega a las condiciones previas a la desregulación de 1989. De tal manera, el principal objetivo del «petróleo argentino» era servir al mercado interno ya sea como insumo del aparato productivo local o para el consumo final una vez procesado. El Estado imponía fuertemente sus objetivos macroeconómicos en el sector petrolero, favoreciendo el modelo de acumulación imperante: se encargaba de las inversiones necesarias para garantizar el mantenimiento del recurso, manejaba precios y disponibilidades de crudo para cada refinadora y decidía las cantidades extraídas tanto mediante su papel de regulador del mercado como de actor productivo mediante YPF. La totalidad del petróleo era refinado internamente y en muchos años se debió importar petróleo crudo para satisfacer a la demanda de productos elaborados. Así es como se observó que para el año 1973 la industria demandaba el 92% del producto sectorial. Paralelamente, YPF extraía el 99% del petróleo nacional y refinaba el 73% del petróleo procesado, elaborando el 60% de las naftas y el 65% del Gas Oíl, además de efectuar casi el 100% de los pozos de Exploración. Con esto se sustentaba el modelo de acumulación mercadointernista e industrialista conocido como ISI (Industrialización por Sustitución de Importaciones). El autoabastecimiento petrolero era el objetivo a seguir, por lo que las exportaciones de petróleo crudo sin elaboración estaban prohibidas. En líneas generales, el sector privado era muy reducido, incapacitado de competir con YPF y con poco poder de decisión real sobre la producción, el destino del petróleo, su precio, etc. Luego del comienzo de los cambios regulatorios en 1976, una parte importante de las empresas privadas se sumó a la explotación petrolera. Sin embargo lo hacían bajo el régimen de «contratos de explotación» con YPF por lo que debían entregar la totalidad del crudo extraído a la empresa estatal a un precio fijado administrativamente. A pesar del cambio drástico de modelo que imprimió el gobierno de facto que significó el abandono de la ISI, el Estado continuó regulando el mercado petrolero y gasífero. Este será el punto de partida sobre el que se llevarán a cabo las reformas y desregulaciones neoliberales en el sector petrolero en 1989. En estas condiciones se llevan a cabo las reformas y desregulaciones neoliberales sobre el sector petrolero que comenzaron con las leyes de Reforma del Estado y de Emergencia Económica en 1989, a pocos meses 36 / Hidrocarburos y política energética.

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de instaurado el gobierno de Menem. Esto nos indica la importancia que presenta el sector dentro del plan que logró la consolidación del proyecto desindustrializador instaurado. Mediante tres Decretos dictados entre el 10 de octubre y el 27 de diciembre del mismo 1989, se implementó la desregulación, cambiando totalmente el sentido de la política petrolera. Los Decretos N° 1055, 1212 y 1589 formalmente se basan en la anterior Ley de Hidrocarburos N° 17.319 pero en realidad trastocaron totalmente el sentido regulador de la ley. Mediante estos Decretos se creó un mercado libre de petróleo crudo, se otorgó la libre disponibilidad y la libre exportación del petróleo extraído por parte de cada empresa privada. Las empresas pasaron a controlar las reservas de hidrocarburos sin que el Estado pueda siquiera conocer a ciencia cierta la cantidad de reservas que tiene el subsuelo. Gracias al nuevo sistema, las reservas son informadas por las empresas mediante una declaración jurada que no es controlada ni auditada por el gobierno. Desde 1989 los argentinos no sabemos cuánto petróleo y gas existe sino que sólo conocemos cuánto dicen las empresas que hay.

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2. Desindustrialización y cambio estructural Durante la década de los noventa se vivió un proceso de transformaciones estructurales que consolidaron y profundizaron el cambio de modelo de acumulación que fue llevado a cabo durante el último golpe de Estado. Se completa la implementación de una nueva organización económica basada en la valorización financiera, eliminando definitivamente el modelo de sustitución de importaciones basado en la producción industrial para el mercado interno. Éste es uno de los principales triunfos del modelo neoliberal gracias a la represión instaurada por dictadura de 1976 y a su continuidad democrática en la hiperinflación (represión no ya política, sino económica).1 En innumerables artículos se ha analizado la importancia fundamental de la dictadura y de la crisis económica en el disciplinamiento social y la desarticulación de la sociedad argentina, que permitió realizar casi sin oposición reformas económicas y sociales que en otras condiciones serían impracticables. No es el objeto de esta investigación ahondar en estos temas, pero se deben tener en cuenta para tener una comprensión del conjunto del proceso. Las medidas neoliberales llevadas a cabo por la administración Menem desde los primeros días de su mandato, se proponen transformar estructuralmente el funcionamiento de la economía argentina, dando cierre a los procesos iniciados por la dictadura militar. Se afianzó un nuevo modelo de acumulación según lo exigido por el decálogo del Consenso de Washington basado en la apertura total e indiscriminada a bienes y capitales extranjeros, desregulación de los mercados, valorización financiera, privatización de sectores estratégicos, endeudamiento externo, concentración económica y distribución regresiva del ingreso. El Estado se retira drásticamente de la «esfera económica» dejando al libre juego del «mercado» que distribuya eficientemente los recursos. Sin embargo, más allá de lo discursivo y de lo que enseña la teoría tradicional, se puede distinguir un fuerte y claro intervencionismo estatal. El Estado no desaparece de la economía sino que cambia su forma de intervención, abandonando el modelo industrialista e implantando activamente un nuevo modelo de acumulación.

1 «...hay un equivalente funcional al trauma de la dictadura militar como mecanismo para inducir democrática y no coercitivamente a un pueblo a aceptar las más drásticas políticas neoliberales. Este equivalente es la hiperhinflación.» Perry Anderson citado en Época, Año 1 Nº 1.

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Este nuevo modelo se basa en la entrada masiva de capitales externos que permitan garantizar la posterior salida de divisas (ya sea para el pago de intereses de la deuda externa, utilidades remitidas por las transnacionales o la fuga de capitales). Estas características son potenciadas luego de la Convertibilidad ya que se mantiene un tipo de cambio bajo que refuerza dicha salida de divisas y «encarece» la producción nacional. Por estas razones, la economía argentina depende de la entrada de nuevos fondos vía inversión extranjera directa o endeudamiento externo. El Estado nacional garantiza las divisas para el sector privado (con déficit permanentes en la balanza de pagos) a una cotización revaluada gracias a un gigantesco aumento del endeudamiento público (que pasó de más de 65.000 millones de pesos en 1989 a más de 166.000 millones a fines del 2000) mucho mayor al necesario para palear su propio déficit externo. La propia entrada neta de capitales durante toda la convertibilidad (unos 32.000 millones de dólares) fue muy baja, comparada con el crecimiento de los pasivos externos (170.000 millones).2 Sin embargo, las modificaciones que trajo aparejadas el experimento neoliberal están lejos de ser sólo económicas. Las consecuencias sociales y políticas del nuevo modelo de acumulación fueron tanto o más importantes. Desempleo, marginalidad, precarización laboral, exclusión y pobreza son el corolario de la ruptura del entramado social al mismo tiempo que se devasta el productivo. La destrucción de la cohesión social y de los lazos de solidaridad del campo popular en pos del «individualismo» estuvo entre los principales objetivos del genocida golpe de Estado de 1976 y de su plan neoliberal profundizado en los noventa. En ese sentido, no sólo se abogó por el abandono del Estado de la esfera económica, sino que se intentó por todos los medios vaciar de contenido sus funciones más básicas y hasta de su propio significado. La propia Constitución, reformada en 1994, refleja esta modificación del propio concepto de Estado y de Pueblo (ya que de un tiempo a esta parte el actor social dejó de ser «el pueblo» o «la ciudadanía» para ser «la gente», más lavado y conciliador). Por ejemplo, en el nuevo artículo 42 del texto reformado en 1994 se da carácter de constitucional a los derechos del nuevo sujeto social: el Consumidor. Es el consumidor (y no el habitante o el ciudadano) quien tendrá derechos constitucionales sin nunca definirse quienes son estos nuevos actores que deben su existencia al individualismo tan fomentado por el nuevo modelo.3

2 Asiain A., García P. y Ramal P. Crisis del régimen de convertibilidad y devaluación, Cátedra Nacional de Economía «Arturo Jauretche» – Cátedra libre de la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, Mimeo, Bs. As., 2005. 3 Ver Lewkowicz, I. Pensar sin Estado. La subjetividad en la era de la fluidez, Paidós, Bs. As., 2004.

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Unos de los puntos neurálgicos del plan neoliberal llevado a cabo durante la década de los noventas fueron las privatizaciones. Esta es la razón por la cual las medidas tendientes a permitir la venta o concesión de los activos estratégicos del Estado fueran de las primeras en llevarse a cabo. Las privatizaciones fueron la respuesta del gobierno para beneficiar y atraer a los diferentes grupos de poder que pujaban por la hegemonía, cuyo enfrentamiento desembocó en la hiperinflación y en las diferentes corridas financieras, además de ser una piedra fundamental del nuevo modelo imperante. Con las privatizaciones se lograba satisfacer las exigencias de los acreedores externos, primero retomando el pago de la deuda y luego aceptando al valor nominal los bonos argentinos de mucho menor valor de mercado para la compra de activos productivos o servicios monopólicos. Los grandes grupos económicos locales pasaron a ser socios de la banca acreedora, a pesar de haber estado duramente enfrentados durante los últimos años de Alfonsín en una lucha de intereses contrapuestos al interior de los grupos dominantes.4 Los grupos locales y «capitanes de la industria» brindaban el poder de «lobby» permitiéndole a la banca ingresar en «nichos» de sectores monopólicos con grandes utilidades extraordinarias y al resguardo de la competencia, a cambio de una parte del «botín». De tal manera, la mayoría de los consorcios ganadores fueron conformados por acreedores externos, grupos locales y un operador internacional que se hace cargo del funcionamiento de la empresa. Por estas razones el gobierno no buscó, en la mayoría de los casos, incrementar ni la eficiencia ni la competencia de los sectores privatizados, permitiendo una fuerte concentración. Además, las privatizaciones significaban la entrada de grandes sumas de divisas necesarias para hacer frente al endeudamiento externo y para la posterior implementación y mantenimiento del «plan de convertibilidad». La rapidez e importancia que le imprimió el gobierno al plan privatizador (sobre todo en la primera etapa cuando se liquidaron empresas sin respetar siquiera los «manuales» privatizadores del Banco Mundial y del FMI) fueron resultados de una política de «shock» para lograr el apoyo internacional a la nueva administración. Se demostró al mundo y a los propios organismos internacionales que Argentina se encontraba dispuesta a cumplir con las exigencias y a seguir las recomendaciones neoliberales de Washington. Las privatizaciones fueron el primer paso hacia el certificado de «buen alumno» del FMI.5

4 Ver Levit C. y Ortiz R. «La hiperinflación argentina: prehistoria de los años noventa» en Época Revista argentina de economía política, año 1 Nº 1, Bs. As., diciembre de 1999. 5 Thwaites Rey, M. La (des)ilusión privatista. El experimento neoliberal en la Argentina, Eudeba, Bs. As., 2003.

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Para el sector industrial, este cambio radical en la estructura productiva produjo una gran pérdida de incidencia dentro de la economía. Los servicios (en especial los financieros y los servicios públicos privatizados) pasaron a ser la base del modo de acumulación. La industria argentina debió soportar un agravamiento de las tendencias negativas que sufría desde la dictadura militar. En este capítulo se intentará demostrar que el plan neoliberal que permitió la consolidación del modelo de acumulación instaurado desde 1976, imprimió a los hidrocarburos las mismas características que las sufridas por la estructura económica en general y por el sector industrial en particular. Los cambios dentro del sector petrolero y gasífero no sólo reproducen los procesos que se suceden en la estructura económica sino que los retroalimentan y refuerzan. Se sostiene que es imposible comprender los cambios en el petróleo y el gas sin entender el nuevo modelo de regulación. Por ende se analizarán las transformaciones del sistema en su conjunto paralelamente a los hidrocarburos. Se describirán brevemente los puntos más importantes sufridos en el aparato productivo y se los comparará con los acaecidos en el sector hidrocarburos. Para cada una de las variables con que se analizará la industria desde 1976, se mostrará su influencia en el sector energético y de qué manera la nueva configuración es totalmente funcional a las mutaciones de la estructura productiva y al modelo de acumulación imperante. Las herramientas principales que se utilizarán para poder analizar y comparar la estructura económica sectorial antes y después de la implementación del modelo desindustrializador de valorización financiera serán las Matrices de Insumo Producto6 de 1973 y de 1997. El motivo del uso de las Matrices es que nos permiten conocer no sólo el estado del sector energético, sino que nos muestran sus interrelaciones con el resto de los sectores y la contribución de cada sector tanto al producto como al valor bruto de producción (es decir el valor de venta total de lo producido). A pesar de sus diferencias metodológicas (por ejemplo, la Matriz de 1997 presenta los sectores muchos más desagregados que la de 1973), las Matrices son la mejor herramienta disponible para describir los eslabonamientos productivos antes y después de la puesta en marcha del modelo de acumulación basado en la valorización financiera. 6 La Matriz Insumo Producto es un instrumento descriptivo y analítico que estudia la economía en su conjunto y las interrelaciones entre los sectores. La Matriz permite obtener datos sobre estimaciones de los flujos de bienes y servicios entre las ramas y sectores (tanto como vendedores como compradores), así como la distribución de la producción y el Valor Agregado. Mientras que la correspondiente al año 1973 fue elaborada por el Banco Central (B.C.R.A.), la del 1997 fue publicada por la Dirección Nacional de Cuentas Nacionales del Ministerio de Economía y por el INDEC.

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Desindustrialización Durante la década de los noventa la industria perdió participación en el producto total, siendo compensado por el aumento de los servicios (el sector primario, a la vez, también disminuyó su participación). El peso relativo de la industria era del 18,2% en 1993, pasando al 16,8% en el 2004, llegando al piso de 15,4% en el 2001 y 2002 (a precios constantes de 1993). Esta caída en la incidencia relativa de la industria en la economía argentina se venía manifestando desde el abandono del modo de acumulación por sustitución de importaciones en la década de los setenta pero el atraso se hizo mucho más acentuado en los noventa. Esto se puede observar en la evolución del peso relativo de la industria en el Valor Agregado nacional. Mientras que, según la Matriz Insumo Producto a precios corrientes, en 1973 la industria producía el 27% del Valor Agregado nacional, en la Matriz de 1997 la industria sólo genera el 15% (a precios corrientes). En contraposición, el sector terciario aumentó su participación del 56% en 1973 al 74% en 1997.7 En cuanto al sector hidrocarburos, para comprender la desindustrialización sufrida desde 1976 se debe separar al petróleo del GRAFICO 1 DISTRIBUCION VALOR AGREGADO POR SECTORES 100%

90%

80%

70%

en % del P.I.B.

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0% 1973

PETRÓLEO y GAS RESTO INDUSTRIA

1997

RESTO PRIMARIO TERCIARIO

REFINERIAS

Elaboración propia. Fuente: MIP 73 (BCRA) (Min. Economía)

7 Cabe aclarar que parte de esta diferencia se debe a cuestiones metodológicas. Al cambiar la forma en que se separan los sectores entre las Matrices, a la mayor apertura de la de 1997 y al cambio en los precios relativos, la industria pierde participación en beneficio de los servicios.

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gas natural. En 1973, antes del cambio de modelo, el petróleo era un insumo del sector industrial y del transporte luego de su industrialización. La totalidad del crudo extraído era refinado (es más, se requería de la importación para aumentar las cantidades industrializadas) y sus subproductos eran consumidos internamente. El gas natural, en cambio, no tenía todavía la importancia que reviste hoy en la matriz energética aunque su uso se incrementaba año tras año gracias a las políticas oficiales que propiciaban su uso. De tal manera, casi todo el valor de la producción del sector hidrocarburos se trataba de petróleo dirigido hacia las refinerías (la extracción de gas natural era mucho menor que la de petróleo). Según los datos de la Matriz Insumo Producto, en 1973 el 90,1% de la demanda directa del sector petrolero y gasífero8 era generada por las refinerías. Del 10% remanente, la mayor parte se dirigía al resto de los sectores productivos. Por tanto, es posible decir que la totalidad de la extracción nacional de hidrocarburos era consumido como insumo intermedio de la industria y el transporte (para lo cual la mayor parte debía ser refinada). En la Matriz Insumo Producto de 1997 se describe una situación completamente distinta. Las Refinerías demandaban sólo un 46% de lo producido por el sector, un 19% se utiliza para la generación eléctrica y el transporte de gas por ductos y el 33% era exportado. En el Gráfico 2, se presenta la comparación entre las demandas directas, según lo descrito por las Matrices de los años 1973 y 1997. En él se verifica un claro alejamiento del petróleo y el gas de los sectores productivos nacionales. En contraposición a la menor demanda de las refinerías (donde se procesa el petróleo para producir los subproductos que son usados como insumos en la industria y el transporte), se verifica un aumento en las exportaciones de petróleo9 (de no existir en 1973, las ventas en el mercado externo llegan a representar el 33% de lo producido por el sector). En los datos de 1997 se aprecia el mayor peso del gas natural en la matriz energética primaria. Esto se observa en que el 19% de la producción del rubro se dirige al suministro de gas y electricidad, además de un aumento en el resto de la demanda final producto del impresionante aumento de la

8 En realidad, según la clasificación Sectorial de 1973 el rubro corresponde a «Petróleo, gas natural y carbón», mientras que en 1997 es «Extracción de petróleo, gas, carbón y uranio». Sin embargo, se pueden tomar estos rubros como indicadores del sector petrolero y gasífero ya que todo el sector energético tiene evoluciones semejante, además de que es quien tiene mucho mayor peso. Para 1997, las actividades de explotación de petróleo y gas representaban el 90% del rubro. Para la comparación de la demanda, utilizamos el subrubro «Petróleo Crudo y Gas natural», mientras que para 1973 no existe esta mayor separación. 9 A pesar de que el rubro corresponde a «petróleo crudo y gas natural», es válido considerar a las exportaciones como sólo petroleras. Como se verá más adelante, el Gas natural recién se comienza a exportar 1997, por lo que para ese año no eran significativas.

44 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 2 COMPARACION ESTRUCTURA DE DEMANDA DE “EXTRACCION DE PETROLEO CRUDO Y GAS NATURAL” 100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

REFINERIA DE PETRÓLEO

RESTO DE SECTORES

EXPORTACIONES SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD y GAS

RESTO DEMANDA FINAL

Elaboración propia. Fuente: MIP 73 (BCRA) MIP 97 (Min. Economía)

generación eléctrica por quema de gas natural y de la red de distribución tanto domiciliaria como industrial. Esto fue el producto de las medidas estatales tendientes a reemplazar combustibles más caros y contaminantes por gas natural (fuel oil para la industria y generación eléctrica y el gas licuado de petróleo en garrafas para el consumo doméstico). El hecho de que el petróleo se deje de dirigir predominantemente al mercado interno luego de su procesamiento y, en cambio, se venda al exterior sin elaboración previa provocó la caída en el Valor Agregado del rubro «Refinerías de Petróleo». Su contribución al Valor Agregado nacional cayó un 80% (de representar el 2,06% del valor en 1973, pasó al 0,41% en el 97).

Pérdida de Valor Agregado Además de la pérdida de participación de la industria en la economía, dentro del sector se observa una disminución muy importante de las ramas más dinámicas (tecnológica o metalmecánica) mientras que la agroindustria y demás ramas primarias aumentaron su proporción enormemente, Diego Mansilla / 45

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creando una «primarización» de la industria en general. Es decir, la actividad industrial se aleja de los sectores de mayor Valor Agregado por unidad de producción para dirigirse hacia las primeras etapas del proceso productivo. El Valor Agregado cae notablemente al crecer las ramas con muy pocos encadenamientos «aguas abajo» y de muy poco dinamismo. La apertura indiscriminada destruyó eslabonamientos productivos completos, orientando los recursos hacía las ramas industriales con «ventajas comparativas» naturales, es decir las relacionadas con el agro y el sector primario en general o a los sectores beneficiados por el modelo de valorización financiera como los servicios. En el sector de los hidrocarburos, también se observa la pérdida de Valor Agregado en la caída relativa de la parte industrial de la cadena y en un aumento de la parte primaria. Dada la menor industrialización del petróleo, cae el Valor Agregado por las refinerías, mientras que la extracción de petróleo y gas aumentó su participación en el Valor Agregado nacional. Por tanto, se invierte el peso de los sectores en el P.I.B. (Producto Interno Bruto) nacional. En el Gráfico 3 se puede ver la evolución del Valor Agregado de los sectores «Petróleo y gas natural» y «Refinación de Petróleo» como proporción del Valor Agregado nacional. Como se describe en el gráfico, mientras que el Valor Agregado del sector que procesa el petróleo para el uso de los subproductos («Refinerías») baja un 80% (del 2,06% del Valor Agregado total en 1973 al 0,41% en 1997), el Valor Agregado del sector extractivo aumenta su peso en el P.I.B. gracias a la mayor producción y a las exportaciones como salida del petróleo extraído. El petróleo y el gas, a contramano del resto de los sectores primarios, aumentaron un 88% su contribución al P.I.B. (del 1,01% en 1973 al 1,90% en 1997).

Distribución regresiva del Ingreso Desde 1976 se vivió en Argentina una gran redistribución regresiva del ingreso, no sólo personal sino fundamentalmente Funcional. La distribución funcional es el indicador que mide de qué manera se divide el Valor Agregado (es decir el Ingreso Nacional) entre el capital y el trabajo. Es decir, el reparto del ingreso generado en la producción: la distribución primaria del valor. Esta forma de distribución del Ingreso es totalmente distinta a la distribución personal que normalmente se difunde (que describe el ingreso tanto personal como familiar cualquiera sea la fuente). Actualmente la distribución funcional no es calculada oficialmente a pesar de su gran utilidad para comprender la distribución en el proceso productivo.10 10 Para descubrir la historia de su abandono y las diferentes estimaciones de este indicador ver: Lindenboim, J.; Graña J. y Kennedy D. Distribución Funcional del Ingreso en Argentina. Ayer y Hoy, Documento de Trabajo, Nº 4, CEPED (Centro de Estudios sobre Población, Empleo y Desarrollo), Facultad de Ciencias Económicas, UBA, Bs. As., 2006.

46 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 3 COMPARACION PARTICIPACION EN VALOR AGREGADO NACIONAL DE LOS SECTORES “PETROLEO Y GAS” Y “REFINERIAS”

2,50%

en % del P.I.B.

2,00%

1,50%

1,00%

0,50%

0,00% 1973

PETRÓLEO y GAS

1997

REFINERIAS

Elaboración propia. Fuente: MIP 73 (BCRA) (Min. Economía)

Para ver esto, se utilizará la distribución del Valor Agregado sectorial que presenta la Matriz Insumo Producto. En ella se exhibe la distribución primaria del Valor Agregado entre capital y trabajo. Es decir, cuánto del Valor Agregado de cada sector es pagado a los trabajadores como salarios («Remuneración a los Asalariados») y cuánto le queda como excedente económico a la empresa («Excedente Bruto de Explotación»). Con esto se está dejando de lado la distribución secundaria, es decir el resultado luego de impuestos, regalías, subsidios, transferencias, etc. El crecimiento del Ingreso Nacional desde 1973 hasta 1997 no fue equitativo. Mientras que la Remuneración a los Asalariados representaba en 1973 el 45% del Ingreso Nacional, en 1997 sólo es el 39% lo que representa una caída del 13%. Paralelamente, el Excedente Bruto de Explotación aumentó del 55% al 61% en el mismo período. Si bien nuevamente existen diferencias metodológicas entre ambas mediciones, la caída del indicador de distribución primaria es innegable. Diego Mansilla / 47

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Existen otras varias estimaciones de la distribución funcional del ingreso, tanto públicas como privadas, que llegan a resultados similares. Se estima que la participación de los salarios en el PBI era del 43% al 48% para el 1974/1975 mientras que para el año 1996/1997 era del 31% al 37%, según las diferentes metodologías.11 Analizando la distribución (entre trabajo y capital) de la contribución del sector «Extracción de Petróleo y Gas» al Valor Agregado Nacional, se observa que el Excedente Bruto de Explotación aumentó proporcionalmente más que la Remuneración a los Asalariados. El gráfico 4 nos muestra la contribución en cada año tanto de la Remuneración a los Asalariados y del Excedente Bruto de Explotación al Valor Agregado Nacional. En él, se observa claramente que casi el 100% del aumento del Valor Agregado del sector fue apropiado por las empresas. Como se observa, el Excedente pasó de significar el 74% del Valor Agregado en 1973 a más del 85% en 1997, gracias a su aumento de casi 1 punto porcentual del P.I.B. (de 0,75% al 1,61% del Ingreso Nacional). Mientras tanto, la Remuneración de los Asalariados sólo aumentó del 0,26% a 0,28% del Ingreso Nacional. Esto significa no sólo que la mayor parte del Valor Agregado generado por el sector es apropiado por las empresas en la distribución primaria (es decir, la primera distribución entre trabajo y capital), sino que su participación es cada vez mayor. Si bien esto es de esperarse en una actividad extractiva y «capital intensiva», comparando con los valores de la distribución primaria de otras actividades se descubre que en este caso el Excedente de Explotación se apropia de un mayor Valor Agregado que en el resto de los sectores. En el año 1997, el 85% que representa el Excedente de Explotación para el petróleo y el gas natural es mucho mayor al 61% que representa el Excedente de todos los sectores sobre el P.I.B. nacional, al 58% del Excedente del sector industrial en su conjunto o al 51% de la Extracción de Metales Metalíferos, otra actividad minera extractiva y capital intensiva. Tomando la rama de los hidrocarburos (o complejo petrolero-gasífero) como una unidad, mientras que el Valor Agregado de la parte industrial (las refinerías) cayó, el sector primario (extracción) aumentó su peso. Este aumento fue absorbido por el Excedente de Explotación antes que por la Remuneración de los Asalariados. El mayor Valor Agregado fue apropiado por las empresas privadas en lugar de por los trabajadores o por el Estado.12

11 Lindenboim, J., Graña J. y Kennedy D. Op. cit. 12 Ya que mientras que en 1973 la extracción era efectuada principalmente por YPF estatal, en 1997 la extracción de petróleo y gas natural se realiza en su totalidad por empresas privadas (mayormente extranjeras). Como se analiza la distribución primaria no se consideran los ingresos por impuestos, regalías, etc.

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GRAFICO 4 COMPOSICION DE LA PARTICIPACION EN EL VALOR AGREGADO NACIONAL DEL SECTOR “PETROLEO Y GAS” (Distribución Funcional del Ingreso) 2,00%

1,80%

1,60%

1,40%

1,20%

1,00%

0,80%

0,60%

0,40%

0,20%

0,00%

1973 REMUNERACION DE ASALARIADOS

1997 EXCEDENTE BRUTO DE EXPLOTACION

Elaboración propia. Fuente: MIP 73 (BCRA) (Min. Economía)

Adelantando el análisis de la extranjerización, se puede anticipar que esas empresas privadas que se hicieron cargo de la explotación de los hidrocarburos nacionales fueron casi en su totalidad empresas extranjeras, por lo que la conclusión empeora: No sólo el mayor Valor Agregado de la actividad primaria y extractiva de la riqueza y el «capital natural» argentino fue apropiado por las empresas privadas, sino que esas empresas fueron extranjeras por lo que ese aumento sirvió para el beneficio de «no residentes».

Primarización del Comercio Exterior El mismo fenómeno de pérdida de Valor Agregado se ve en la composición de la balanza comercial industrial. En la década de los noventa desaparecen las exportaciones industriales de sectores dinámicos con alto Valor Agregado como la metalmecánica para tener crecientes saldos negativos. Los sectores que mejoraron su posición exportadora y su saldo comercial fueron las ramas Diego Mansilla / 49

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directamente conectadas con el campo argentino casi sin Valor Agregado («alimentos y bebidas» y «marroquinería»). Los sectores que presentan los mayores déficits son los de los productos dinámicos y diferenciados. Argentina importa los productos plausibles de innovaciones tecnológicas y con mayor elaboración, dedicándose a exportar productos homogéneos con poca o ningún proceso productivo y vinculados directamente con las «ventajas comparativas» naturales. Estos productos no permiten ningún tipo de innovación y cuentan con precios estandarizados en los mercados internacionales. Es decir, la estructura del comercio exterior provocada por las políticas neoliberales de los noventa es una nueva versión de la estructura comercial del Modelo Agroexportador. Las exportaciones argentinas vuelven a ser únicamente commodities naturales, relacionadas con el sector primario o por algún tipo de agroindustria sin demasiada elaboración productiva. El papel del petróleo en esta primarización es muy importante. Esto se demuestra por el peso cada vez mayor del petróleo en la balanza comercial, no ya como parte importante de las importaciones (como históricamente había sido) sino ahora como uno de los mayores rubros exportables (sólo superado algunos años por la soja) ya sea considerado por complejo exportador o como producto. En cambio el gas natural recién se comenzó a exportar en 1997, sin que a la fecha configure una parte importante (aunque siempre creciente) en la balanza comercial. La balanza comercial petrolera cambió drásticamente en pocos años. Luego de logrado el autoabastecimiento desde mediados de la década de los setenta,13 el petróleo dejó de tener importancia en las cuentas externas ya que todo el petróleo nacional era procesado y consumido dentro del país. Sin embargo, durante la década de los noventa, la exportación de petróleo creció a un ritmo inigualable, pasando a tener una importancia cada vez mayor dentro de las exportaciones nacionales, como se puede observar en el Gráfico 5. En él se describe la evolución desde 1989 del valor de las exportaciones argentinas (F.O.B.)14 divididas en los 4 grandes grupos (Primarios, Manufacturas de origen Agropecuario, Manufacturas de origen Industrial y Combustibles y Energía). Durante este período, el valor de las exportaciones de Combustibles se multiplicó 21 veces desde 1989, creciendo año a año con pequeñas caídas en 1998 y en 2000-2002. Aun antes de la devaluación se observa este aumento. Las exportaciones del año 2001 representaron casi 14 13 Si bien se continuó importando petróleo crudo hasta 1983, se adquirieron cantidades menores al 10%, por motivos de necesitar petróleos de diferentes calidad a los crudos nacionales para la obtención de algunos subproductos específicos, demandados internamente. 14 F.O.B. indica que las exportaciones se calculan «fuera de puerto», es decir considerando todos los costos de embarque y flete a boca de puerto. En cambio, el cálculo C.I.F. considera el costo de los fletes hasta el puerto de destino.

50 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 5 EVOLUCION DE EXPORTACIONES POR GRANDES GRUPOS 2.200 2.100 2.000 1.900 1.800 1.700 1.600 1.500 1.400 1.300 1.200 1.100 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Productos primarios Manufacturas de origen industrial Total general

Manufacturas de origen agropecuario Combustibles y energía

Elaboración propia. Fuente: INDEC, 1989=100

veces las de 1989. Esta evolución no fue acompañada por el aumento del valor de las exportaciones totales argentinas que apenas lograron crecer 4 veces y media entre 1989 y 2005. Esto significó que el rubro «Combustibles y Energía» pasó a significar del 3,6% en 1989 al 18% en el 2005 del valor de las exportaciones nacionales por grandes rubros, siendo el de mayor crecimiento. La participación relativa más importante del rubro ocurrió en el año 2000, con un 18,6%. Desde ese año, la participación se mantuvo casi constante en el 18%. Como muestra de la importancia de los combustibles en las exportaciones, es posible recalcar que el rubro «Combustibles y Energía» (anteriormente «Combustibles y Lubricantes») no era incluido dentro de los «grandes grupos» hasta 1990, por lo que sus datos tuvieron que ser recalculados con posterioridad. Diego Mansilla / 51

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GRAFICO 6 EVOLUCION DE INDICES DE VALOR, PRECIO Y CANTIDADES DE GRUPO “COM BUSTIBLES Y ENERGIA” 2. 2 00 2. 1 00 2. 0 00 1. 9 00 1. 8 00 1. 7 00 1. 6 00 1. 5 00 1. 4 00 1. 3 00 1. 2 00 1. 1 00 1. 0 00 9 00 8 00 7 00 6 00 5 00 4 00 3 00 2 00 1 00 0 19 8 9

1990

1 99 1

19 9 2

1 9 93

1 99 4

1995

1 9 96

Valor

19 9 7

P r ecio

1 9 98

1 99 9

2000

2 0 01

20 0 2

2003

2 00 4

20 0 5

Cantidad

Elaboración propia. Fuente: INDEC, 1989=100

Para comprender las causas de este impresionante aumento del valor de las exportaciones, se analizará la evolución de los precios y de las cantidades de este grupo en que se compone. Para esto se confeccionó el Gráfico 6 donde se pueden ver las evoluciones de los precios y de las cantidades de este grupo. El gigantesco aumento en las exportaciones del grupo «Combustibles y Energía» se debió al crecimiento de las cantidades exportadas más que a cambios en los precios. Mientras que el índice de cantidades aumentó un 600%, el índice de precios del rubro creció un 180% durante este período (acompañando exactamente la evolución del precio internacional, ya que el índice WTI15 aumentó en la misma proporción). De esta manera, se deduce que el aumento de las cantidades exportadas no se debió a cambios en el precio internacional del bien. Es más, es posible observar que el crecimiento de las exportaciones no dependía del mercado internacional, sino que era independiente al precio. Para fundamentar esto no hace falta más que estudiar el caso del año 1998. Entre 1997 y 1998, el índice de precios del rubro registró una caída del 33% en tan sólo un año, mientras que las cantidades mantuvieron el alza que se continuaba desde 1989 logrando aumentar un 10%. En el Gráfico 7 se 15 WTI: West Texas Intermediate. Precio del petróleo de Houston, Estados Unidos comúnmente usado como indicador del precio internacional del crudo.

52 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 7 VARIACION ANUAL DE INDICES DE VALOR, PRECIO Y CANTIDADES DE GRUPO “COMBUSTIBLES y ENERGIA” 200%

175%

150%

125%

100%

75%

50%

25%

0%

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

-25%

-50%

Valor

Precio

Cantidad

Elaboración propia. Fuente: INDEC.

muestran las variaciones porcentuales de los índices de Valor, Precios y Cantidades. Tanto las cantidades como el valor total de las exportaciones muestran una continua variación positiva aunque desacelerándose desde mitades de los noventa (esto es más claro en el caso de las cantidades). Este gráfico, además está mostrando que la evolución de las exportaciones del grupo se puede dividir en diferentes etapas, según el comportamiento de precios y cantidades exportadas. Primeramente, desde 1989 hasta 1999 el crecimiento del valor de las exportaciones es producto del aumento de las cantidades. Este aumento de las cantidades (un 800% en 11 años) era independiente de la variación del precio internacional. En 1995 y 1996 se experimenta un aumento en el precio internacional que acompaña el aumento de las cantidades mientras que en el año 1998, como ya fue comentado, se advierte una drástica caída en el precio mientras que las cantidades continúan su ascenso (aunque sin compensar la baja de los precios por lo que el índice de valor cae). Diego Mansilla / 53

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A partir del el año 2000 el aumento del valor exportado es producto del crecimiento del precio internacional. La caída de las cantidades que es más que compensada por grandes aumentos en el precio internacional. Por ejemplo, en el año 2000 el precio experimentó un aumento del 75% en un año lo que hizo que el valor de las exportaciones crezca más de un 50% (a pesar de la caída de las cantidades exportadas). A partir del 2002, a pesar de la devaluación y un escenario de altos precios internacionales, las cantidades continúan la caída. Además, como se observa en los gráficos 8 y 9,16 la primarización de las exportaciones es aun mayor si se analiza el desempeño de cada uno de los bienes incluidos dentro del rubro «Combustibles y Energía». Esto se debe a que la importancia de los productos con mayor elaboración y Valor Agregado («Carburantes», «Aceites Lubricantes» y «Resto de Combustibles») pierden drásticamente peso. De significar el 88,6% en 1989 pasan a representar sólo el 37,1% en el 2001, llegando a sólo el 26% en 1996. Mientras tanto, la venta al exterior del petróleo crudo sin elaboración (y por tanto con menor Valor Agregado y precio) se multiplicó 50 veces, significando en el 2001 la mitad de las exportaciones del rubro. A partir de 1998 empieza a ser importante el sub-rubro «Gas de Petróleo y otros Hidrocarburos» debido al peso de las exportaciones de gas natural. Desde el 2002 este proceso comienza a revertirse lentamente, luego de la devaluación, el abandono de la convertibilidad y la instauración de las retenciones a las exportaciones que presentaron alícuotas diferenciadas al interior del grupo.17 Esto explica el aumento del peso de los subproductos elaborados en el rubro a partir de esa fecha. Sin embargo, como se demostrará más adelante, esto no es provocado por una nueva búsqueda de exportaciones con mayor Valor Agregado sino que se trata de un intento de continuar con las exportaciones de recursos naturales lo menos industrializado posible. Es decir, aun dentro de este rubro de carácter netamente extractivo, existió una reprimarización al aumentar en mucha mayor medida los productos sin elaboración productiva. El petróleo crudo pasó a ser el producto de mayores exportaciones del rubro. El aumento de las exportaciones de petróleo crudo fue tan drástico que en poco tiempo logró superar a las ventas de exportaciones tradicionales de la Argentina como las carnes, los aceites o la industria automotriz (a pesar de sus condiciones particulares de integración con Brasil), siendo sólo superado por la soja en algunos años. 16 Estos datos pertenecen a la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía y Producción (http://www.mecon.gov.ar/download/infoeco/apendice5.xls). Los mismos, a pesar de que declaran como fuente INDEC, no coinciden con los presentados por dicho organismo. Sin embargo, se decidió su inclusión ya que presentan una apertura que no permiten los datos oficiales del INDEC. 17 Este tema se verá con mayor profundidad más adelante.

54 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 8 EXPORTACIONES RUBRO “COMBUSTIBLES Y ENERGIA” 7.000

6.000

Millones de U$S

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

Resto

1996

1997

1998

1999

Gas de Petról. y otros hidroc.

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Petróleo crudo

Elaboración propia Fuente: MECON. en millones de U$S F.O.B. GRAFICO 9 DIS TRIBUCION EXP ORTACIONES RUBRO “COMBUS TIBLES YENERGIA” 100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

Re st o

Ga s de P e t róle o

P e t r óle o c rudo

0% 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Elaboración propia Fuente: MECON.

Diego Mansilla / 55

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Considerando este rubro, se vuelve a repetir una de las características de la estructura comercial industrial. Mientras el aumento de las exportaciones se basaba en productos sin elaboración ni Valor Agregado, las importaciones de los productos con mayor elaboración crecen enormemente. De esta manera, Argentina se posiciona dentro del mercado de Combustibles y Energía como productor de materias primas homogéneas sin Valor Agregado e importador de productos elaborados. Se importan los productos dinámicos donde se logran diferenciaciones productivas mediante investigación y desarrollo, mientras que las exportaciones se basan en productos totalmente homogéneos con precios establecidos internacionalmente, sin posibilidad de diferenciación ni de innovación. Esto se modifica levemente luego de la devaluación, a causa de las distintas alícuotas de las retenciones del petróleo crudo y los subproductos. Sin embargo se mantiene la estructura de exportaciones sin búsqueda de Valor Agregado. Esta primarización se repite en el caso del gas natural, aunque un poco más retrasada ya que las exportaciones recién comenzaron en 1997. Un ejemplo más que esclarecedor de esto es la creciente venta de gas natural a Chile para su transformación en Metanol (insumo industrial) por la firma chilena METANEX y su posterior exportación a EE.UU., en vez de su elaboración local. Lo mismo se puede decir de los fertilizantes a base de gas natural, etc.

Pérdida de integración nacional La producción industrial ha perdido integración intersectorial. Los eslabonamientos productivos nacionales «aguas arriba» (es decir con los proveedores de insumos) y «aguas abajo» (con los sectores a los cuales se provee) disminuyeron para dar lugar a una mayor proporción de insumos importados. Además, la mencionada primarización de la producción concentró gran parte del producto industrial en ramas agroindustriales con muy poca interrelación productiva. Un indicador de la integración es calcular Valor Agregado sobre Valor de Producción. Este indicador cae del 45% en 1984 al 32% en 1997. Esto es producto del aumento de la proporción de partes importadas en los productos. Esto nos demuestra que no sólo tuvo importancia cuantitativa la disminución de la producción industrial sino que también se redujo el grado de integración local, tendiendo cada vez más a ser una actividad de «armado» de bienes sobre la base de la provisión de insumos importados. Cabe señalar que esta característica se consolida aun en las actividades industriales que se expandieron acentuadamente durante la década como es el caso de la industria automotriz. A su vez, el sector extractivo de petróleo y gas ha perdido integración nacional de su producto entre los años 1973 y 1997. La pérdida de integración se puede observar por la creciente importancia del sector 56 / Hidrocarburos y política energética.

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externo en la estructura sectorial tanto como proveedor de insumos (pérdida de integración «aguas arriba») y como mercado para colocar sus productos (pérdida de integración «aguas abajo»). Aguas arriba, los insumos importados reemplazaron cada vez más a los de fabricación nacional. De esta manera, la proporción de insumos intermedios importados por el sector petrolero y gasífero aumentó entre los años estudiados un 170%, aunque continúa siendo mucho menor a los requerimientos internos. Otro indicador de esta pérdida de integración se obtiene de la Matriz Insumo Producto. La Matriz presenta los coeficientes de requerimientos directos e indirectos de cada sector. Es decir, muestra en que medida un aumento en la demanda final de cada uno de los sectores productivos incide en el aumento de la producción, mediante el multiplicador de la demanda. Por ejemplo, un aumento en la demanda final de petróleo, además, generará una demanda de mercancías intermedias tales como transporte, insumos y servicios personales (requerimientos directos) necesarios para la producción demandada. Estos productos a la vez generarán nuevos aumento de producción que harán crecer aun más la demanda, demandando por ejemplo, entre otras cosas, más petróleo, más transporte, etc. (requerimientos indirectos). Todas estas demandas están reflejadas en la matriz de requerimientos directos e indirectos. Cuanto mayor sea la suma de los requerimientos sectoriales, mayor será el multiplicador de la demanda de ese sector. Por el contrario, cuanta mayor proporción de los insumos provenga del mismo sector (demanda intrasectorial) o por importaciones, menor será la influencia del multiplicador en el resto de los sectores. Es decir, cuanto mayor sean los requerimientos sectoriales y menor sea la proporción del propio sector y de las importaciones en esos requerimientos, significará un mayor aumento de producción nacional ante un crecimiento de la demanda y a la vez estaría indicando una mayor interconexión sectorial «aguas arriba». En el gráfico 10 se puede observar los requerimientos directos e indirectos totales del sector «Petróleo y gas natural» presentados en las Matrices Insumo Producto de 1973 y 1997, dividiendo entre demanda intersectorial y demanda intrasectorial. Como se había mencionado, los requerimientos directos e indirectos nos estarían indicando una menor interconexión sectorial y la pérdida de eslabonamientos productivos. Los requerimientos indirectos del sector petrolero caen entre 1973 y 1997. Mientras que en 1973 un aumento de la demanda del sector de $1.000 generaba un crecimiento general de $1.610, en 1997 por la baja de la integración nacional, el mismo se reduce al $1.310. Esta disminución es producto de la menor demanda del resto de los sectores, ya que la demanda intersectorial se ha mantenido prácticamente estable de 1973 a 1997. De Diego Mansilla / 57

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57

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GRAFICO 10 COEFICIENTES REQUERIMIENTOS DIRECTOS E INDIRECTOS RUBRO “PETROLEO Y GAS NATURAL” 1.800

1.600

1.400

$ de crecimiento ante $ 1.000 de demanda

1.200

1.000

800

600

400

200

1973

DEMANDA SECTOR PETROLERO

1997

DEMANDA RESTO DE SECTORES

Elaboración propia. Fuente: MIP 73 (BCRA) MIP 97 (Min. Economía)

esta manera, el 76% del aumento es generado por el mismo sector petrolero (es decir, intrasectorial), mientras que en 1973 el propio sector sólo explicaba el 65%. No sólo ha disminuido el multiplicador de la producción del sector sino que aumentó la proporción demandado del propio sector petrolero y gasífero. En cuanto la demanda del sector petrolero, la demanda directa de los sectores internos cae notablemente para dar paso a un increíble aumento de las exportaciones (como fuera comentado en el punto anterior). De esta manera en 1997 las exportaciones significan casi un 30% del producto cuando en 1973 no alcanzaban el 0,01%. Este aumento del mercado externo como salida de la producción del sector petrolero y gasífero tuvo su contrapartida en la caída de la interrelación con las refinerías de petróleo. Mientras que en 1973 las refinerías demandaban el 90% del producto del sector petrolero, en 1997 sólo demandan el 46%. Esto implica un alejamiento de la producción petrolera del aparato productivo local ya que las refinerías son quienes industrializan el petróleo para su uso en la industria, el campo y el transporte. 58 / Hidrocarburos y política energética.

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”

Es decir, se concluye que la pérdida de integración nacional de la producción se observa en el sector petrolero y gasífero tanto en sus relaciones en la estructura nacional «aguas arriba» (los insumos demandados) como «aguas abajo» (la utilización de su producción como insumo). Se demandan nacionalmente menos por cada unidad de producción y se vende internamente menor cantidad, para colocar cada vez más producto en el mercado internacional.

Extranjerización Las privatizaciones y las compras de empresas instaladas por parte de transnacionales beneficiadas por el peso sobrevaluado (que representan la mayor parte de la entrada de capitales por «Inversión Extranjera Directa») lograron en muy poco tiempo la desnacionalización de la mayor parte del aparato productivo. Esto fue posible además, por las diversas desregulaciones que permitieron la libre radicación de empresas extranjeras, aun en sectores hasta entonces vedados. A esto es necesario sumarle el efecto de la importante disminución en el número y tamaño de los establecimientos industriales medio o PYMES (totalmente nacionales). Dentro del sector de los hidrocarburos, la extranjerización fue casi total. Las empresas transnacionales controlaban a fines del 2005 más del 95% de la extracción y de las reservas de petróleo y gas. Del resto, casi la totalidad está en manos de la empresa Tecpetrol del grupo ArgentinoItaliano Techint, cuya correspondencia al «capital nacional» fue puesta en dudas en más de una oportunidad. De tal manera que es posible decir que en la actualidad la totalidad del petróleo y el gas argentino es manejado discrecionalmente por empresas extranjeras. El último gran poseedor nacional de explotaciones fue el grupo Pérez-Companc mediante Pecom Energy vendida en 2002 a la empresa estatal brasileña Petrobras. Antes de 1989, las empresas transnacionales y las privadas en general representaban sólo una muy pequeña parte de la extracción de hidrocarburos (su participación recién comenzó a ser relevante a partir de las reformas de 1976, siendo siempre los grupos nacionales más importante que las empresas transnacionales), la mayor parte funcionando como Contratos de explotación con YPF.18 Es decir a pesar de extraer el petróleo, el control de las reservas y el ritmo de agotamiento continuaba perteneciendo al Estado nacional. Este proceso de extranjerización comenzó gracias a la desregulación que permitió la conversión de los Contratos en Concesiones con Libre Disponibilidad del petróleo y el gas obtenidos (y, al Decreto 1225/89 «Régimen de Inversiones Extranjeras» que autoriza a las empresas extranjeras a tener concesiones en las mismas condiciones que las 18 En el 1 La Historia del Petróleo y del Gas Argentino, se describe la evolución histórica del papel del sector privado en el mercado de los hidrocarburos.

Diego Mansilla / 59

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nacionales). Luego, mediante las licitaciones de áreas centrales y marginales pertenecientes a YPF se agravó el proceso. Sin embargo, cuando Repsol en 1999 realiza la compra de Astra y de casi la totalidad de las acciones de YPF es cuando el petróleo argentino pasa a estar definitivamente en manos de extranjeros. El hecho de que las empresas encargadas de la explotación de los hidrocarburos sean extranjeras tiene varios agravantes, al ser éste un sector estratégico. La extranjerización implica que los grandes beneficios obtenidos por la actividad productiva (la renta del petróleo) son apropiados en el exterior (ya se ha comentado que el Excedente Bruto de Explotación aumentó más que las Remuneraciones a los asalariados). De esta manera, las empresas extranjeras están extrayendo un recurso natural no renovable para venderlo sin Valor Agregado en el mercado internacional (como ya se ha visto) para luego enviar las utilidades a sus casas matrices. Recordemos que la erróneamente llamada «producción de hidrocarburos» no es más que la extracción y destrucción de un recurso natural no renovable. Por tanto, si lo obtenido por la venta del petróleo y del gas natural no se utiliza para aumentar el stock de capital nacional, Argentina está perdiendo ese «capital o riqueza natural».

Empleo Conjuntamente a la Desindustrialización de la estructura económica argentina, desde 1976 la industria perdió peso como generador de empleo. Los puestos de trabajos de la industria cayeron mientras que aumentaban los del sector servicios, paralelamente a la participación sectorial en el P.I.B. De esta manera, el sector manufacturero argentino ocupaba en 1990 a 1,2 millones de personas mientras que en 1974 el sector empleaba a 1,5 millones de trabajadores. En los primeros 16 años de la implementación del proyecto neoliberal, el sector manufacturero no sólo no aumentó su nivel de empleo (acompañando al P.I.B.) sino que disminuyó expulsando trabajadores. Según la Matriz de Insumo Producto en 1997, la industria empleaba sólo al 14% de los trabajadores (1,8 millones de personas). Mientras tanto, el 78% de los puestos de trabajo es generado por el sector servicios. Por ejemplo, el Comercio Minorista genera el mismo número de trabajadores que toda la industria. A su vez, el sector hidrocarburos no es un importante generador de empleo. Para analizar la importancia del sector en cuanto a este punto, se considerarán no sólo los puestos de trabajo directamente vinculados con la extracción de petróleo y gas sino los de toda la Cadena de Hidrocarburos. Es decir, tanto la extracción de hidrocarburos, como la refinación de petróleo, el transporte y la distribución de gas natural (incluyendo el transporte de electricidad). 60 / Hidrocarburos y política energética.

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60

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GRAFICO 11 PROPORCION DE CADENA DE HIDROCARBUROS DE TOTAL NACIONAL 6,0%

5,0%

4,0%

3,0%

2,0%

1,0%

0,0% Puestos de Trabajo

Valor Agregado

Extraccion de Petróleo y Gas

Refinacion de Petróleo

Valor Bruto de Producción

Transporte

Elaboración propia. Fuente: MIP 97.

La Matriz Insumo Producto del año 1997, presenta la proporción en que contribuye la Cadena de Hidrocarburos al total nacional de puestos de trabajos, Valor Agregado y Valor Bruto de Producción. Con esos datos se confeccionó el Gráfico 11. En el Gráfico 11 se observa la disímil participación de la Cadena de Hidrocarburos, dividido en cada etapa de la cadena. El complejo sólo mantiene el 0,65% de los puestos de trabajos totales (unos 84.000 empleados) mientras genera el 4,45% del Valor Agregado Nacional y el 5,27% del Valor Bruto de Producción. Por tanto, se observa que el peso que tiene en la economía argentina no se condice con su muy poca participación en el mercado de trabajo como demandante. Además, al interior de la Cadena se repite la desigual distribución. La mayor parte del empleo y del Valor Bruto de Producción es generado Diego Mansilla / 61

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por la parte terciaria de la cadena (transporte) mientras que el mayor Valor Agregado es explicado por la parte primaria extractiva. El transporte demanda el 63% de los 84.000 puestos de trabajo empleados por la Cadena, pero sólo genera el 40% del Valor Agregado. Mientras tanto la extracción que produce casi el 50% del Valor Agregado sólo demanda el 25% de los puestos de trabajo. Con esto se demuestra que la Cadena de Hidrocarburos no es demandante de trabajo, ya que con muy poca participación en el mercado laboral genera parte importante del Valor Agregado y del Valor Bruto de Producción Nacional. Se podría argumentar que esto es esperable de un sector «capital intensivo» y que el peso de la Cadena en el mercado de trabajo es indirecto. Es decir, sería esperable que los puestos que se generan para producir los insumos que la cadena utiliza fueran mucho mayores. Para ver si esto es correcto se confeccionó el Gráfico 12. En él, se presentan los 6 sectores que menos trabajo demandan directa e indirectamente según la Matriz de Insumo Producto de 1997. La Matriz presenta los requerimientos directos e indirectos de mano de obra por cada $1.000 de aumento en la producción.19 Como se ve, en los 6 sectores menos demandantes de empleo directo e indirecto (es decir considerando tanto los empleos propios como los generados por su demanda de insumos) se encuentran los que conforman la cadena de Hidrocarburos. Sólo son superados en cuanto a menor requerimiento por las Actividades Inmobiliarias. Por tanto, la muy baja importancia de la Cadena de Hidrocarburos como demandante de empleo no depende de su característica de «capital intensivo» ya que otras actividades de las mismas características (minas y canteras, siderurgia etc.) presentan mucho mayores requerimientos directos e indirectos de empleo. Es decir, la Cadena de Hidrocarburos no es demandante de empleo ni directa ni indirectamente mediante su demanda de insumos. A pesar de tener un peso cada vez más importante en la economía argentina (tanto en cuanto a Valor Agregado como en el Valor Bruto de Producción) y en las exportaciones, no demanda puestos de trabajo.

19 Es decir, ante un aumento de $ 1.000 en la producción de una industria, se demandarán nuevos puestos de trabajos en esa industria. Además, para este aumento de producción se deberá demandar insumos a otras industrias que a la vez generarán puestos de trabajos nuevos. Estas nuevas industrias necesitarán insumos para el aumento de producción por lo que aumentará la producción de nuevas industrias (incluida la cual comenzó la cadena) que generarán nuevos empleos. Los requerimientos directos e indirectos incluyen todos estos aumentos en la demanda de mano de obra.

62 / Hidrocarburos y política energética.

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62

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GRAFICO 12 SECTORES CON MENORES REQUERIMIENTOS DIRECTOS E INDIRECTOS DE TRABAJO 16

14,48

14,26 14

12,36 12

10,66

Empleos demandados cada $ 1.000 de demanda

10,34 10

8

6 4,81

4

2

0 Actividades inmobiliarias

T ransporte por tuberías

Suministro de Gas

Extracción de petróleo y gas

Refinación de petróleo

T ransporte aéreo

Elaboración propia. Fuente: MIP 97 (MECON)

Resumen Repasando esta breve descripción de las transformaciones estructurales sufridas por la estructura económica e industrial, por un lado, y del mercado hidrocarburífero, por el otro, se verifica la relación presentadas entre ambas. Los puntos con que se analizaron los cambios sufridos desde la implementación del cambio de modelo de acumulación en 1976 y su consolidación en los noventa en la estructura económica en general y el sector industrial en particular se reflejan en el sector petrolero. Se observa que además, las transformaciones estructurales del sector reafirman y fortalecen las de la estructura nacional. El acelerado aumento Diego Mansilla / 63

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de las exportaciones petroleras (y su pérdida de Valor Agregado) no sólo se da en el marco de la primarización de las exportaciones argentinas en general sino que es una de sus principales causantes. Lo mismo se puede decir acerca de la pérdida de Valor Agregado. Las refinerías de petróleo pierden Valor Agregado al ser desplazadas por las exportaciones como destino del petróleo, mientras que el sector extractivo aumenta su contribución, al igual que los sectores primarios y exportadores. Con este estudio se corrobora que el sector petrolero redefinió su ubicación en la estructura económica. El petróleo pasa de ser un insumo de la industria y el transporte luego de su elaboración en las refinerías nacionales a ser bien exportable sin elaboración previa, perdiendo eslabonamientos productivos con el sector industrial tanto «aguas arriba» como «aguas abajo». Las menores ventas internas son más que compensadas por el aumento de las exportaciones de petróleo crudo que se multiplicaron muchas veces más que el resto de las exportaciones, generando que hoy sea uno de los bienes que más se vende al exterior. De tal manera, hoy se ubica al petróleo dentro del entramado productivo como una commodity primaria exportable, más que como un insumo industrial.

64 / Hidrocarburos y política energética.

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3 De recurso estratégico a commodity exportable (...) merced a lo que ya hicimos y a lo que seguiremos haciendo, los hidrocarburos dejarán de dormir en el subsuelo de la Patria el sueño de los justos para satisfacción de falsos predicadores de una soberanía inexistente. Carlos Saúl Menem, enero 1991

Analizando las relaciones del sector petrolero y gasífero con el resto de la estructura productiva se ha comprobado un importante cambio: El sector abandonó grandes eslabonamientos productivos domésticos y se ha volcado a una estrategia menos vinculada nacionalmente. Se verificó además, una importancia cada vez mayor del sector externo como demanda de la producción petrolera con respecto a la situación anterior a la desregulación y privatización de YPF, consecuente con una menor relación con las refinerías y todo el sector industrial en general. El petróleo recibe mucha menor elaboración y por tanto crea mucho menos valor al momento de ser llevado al mercado (no ya para el consumo interno, sino que preponderantemente como exportación). En la actualidad, el sector petrolero ha perdido todas las características previas a la desregulación de 1989. Se ha alejado del aparato productivo, destruyendo grandes eslabonamientos. El petróleo se dirige a la exportación sin elaboración previa, acompañando y potenciando la pérdida de Valor Agregado y la primarización de las exportaciones nacionales. En este capítulo se intenta comprobar que lo que genera los mencionados cambios en la interacción intersectorial de los hidrocarburos dentro del entramado productivo es la drástica transformación del papel del recurso dentro de la economía argentina. Este cambio de rol produce la expuesta transformación en las relaciones intersectoriales del petrolero mediante una nueva estructura dentro del sector. Se sostendrá que, cuando el sector privado (preponderantemente extranjero) tuvo el poder de decisión total sobre todos los aspectos del mercado petrolero gracias al retiro del Estado de su posición de regulador y productor, los hidrocarburos pierden todo el valor estratégico que sustentaban para tomar el puesto de una mercancía exportable más, generando un replanteo de su estructura interna. Se abandona el carácter de recursos energéticos estratégicos que tuvieron tanto para el Estado como para la sociedad en su conjunto desde el descubrimiento del primer pozo. En la práctica, esta redefinición del lugar del petróleo permitió la puesta en práctica de una estrategia de agotamiento depredadora del recurso Diego Mansilla / 65

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natural no renovable que se aleja del «óptimo social». Se tratará de comprobar, por tanto, que el sector privado ha abandonado todo objetivo de preservación del recurso a mediano o largo plazo, concentrándose en aumentar la extracción a corto plazo y, sobre todo, la exportación del petróleo sin elaboración previa como producto homogéneo. Con esto se comprobará que el comportamiento del sector es característico al de los productos primarios homogéneos, exportables gracias a las «ventajas comparativas» argentinas y no al de un bien estratégico para el desarrollo económico nacional. El objetivo será descubrir cuál fue efectivamente el resultado del abandono del Estado del sector hidrocarburos dejando en manos de las empresas privadas toda decisión sobre el ritmo de extracción y mantenimiento futuro de los recursos. Para esto se repasarán las principales estadísticas sobre la evolución de las principales variables del upstream.

Petróleo El primer punto que se analizará será la evolución de la extracción y las reservas comprobadas de petróleo mediante el cuadro 1 y el gráfico 13. Cuadro 1 Extracción - Reservas y Horizonte de Reservas (petróleo) Año

Extracción Miles de m3

Reservas

Indice

Miles de m3

Horizonte

Indice

Años

Indice

1988

26.123

100

362.470

100

13,88

100

1989

26.735

102,34

344.623

95,08

12,89

92,9

1990

28.004

107,2

249.608

68,86

8,91

64,24

1991

28.505

109,12

267.618

73,83

9,39

67,66

1992

32.246

123,44

320.747

88,49

9,95

71,69

1993

34.454

131,89

352.441

97,23

10,23

73,72

1994

38.746

148,32

358.140

98,81

9,24

66,62

1995

41.739

159,78

379.402

104,67

9,09

65,51

1996

45.569

174,44

413.436

114,06

9,07

65,39

1997

48.403

185,29

416.734

114,97

8,61

62,05

1998

49.148

188,14

437.758

120,77

8,91

64,19

1999

46.507

178,03

488.280

134,71

10,5

75,67

2000

44.824

171,59

472.781

130,43

10,55

76,02

2001

45.182

172,96

457.674

126,27

10,13

73

2002

43.817

167,73

448.425

123,71

10,23

73,73

2003

42.980

164,53

425.213

117,31

9,89

71,28

2004

40.415

151,17

368.923

107,05

9,13

70,82

2005

38.564

147,62

313.322

86,44

8,12

58,54

Producción y reservas en miles de m3. Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía.

66 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 13 EXTRACCION – RESERVAS Y HORIZONTE DE RESERVAS (PETROLEO) 600.000

16

14 500.000

12

Miles de M3

400.000

Años

10

300.000

8

6 200.000

4

100.000 2

0

0 1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

EXTRACCION

1995

1996

1997

RESERVAS

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

HORIZONTE DE RESERVAS

Elaboración propia Fuente: Secretaria de Energía

Con estos datos se comprueba la evolución de las reservas y la extracción de petróleo posterior a la desregulación. Se observa que durante los noventa, la extracción creció mucho más que las reservas. Luego de la desregulación, la extracción nacional de petróleo aumentó un 48% pasando de 26.123.miles de m3 en 1988 a 38.564 miles de m3 en el 2005. La evolución se puede separar primero en una etapa de crecimiento de la extracción desde 1988 a 1998 cuando llega a 49.148 miles de m3 (un 88% más que en 1988). Desde 1998 hasta 2005 la extracción ha disminuido un 22%. Sin embargo, desde 1989 las reservas de petróleo han disminuido un 16% hasta 2005 (de 362.470 miles de m3 a apenas 313.322 miles de m3) por lo que se generó una importante caída relativa de las reservas. Nuevamente, se observa primero un etapa de crecimiento hasta 1999 desde cuando se está produciendo una caída absoluta de reservas, ya que en 6 años las reservas petroleras disminuyeron un 36%. Así es como en el año 2005 (último dato oficial) existen un menor volumen de reservas declaradas que en 1988. Sin embargo, la explotación de crudo fue un 48% mayor que la de ese año. De la misma manera, las reservas del 2005 son menores que las existentes en 1973 (unos 398.683 miles de m3). Diego Mansilla / 67

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GRAFICO 14 EVOLUCION EXTRACCION – RESERVAS DE PETROLEO

200

180

160

140

120

100

80

60 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

EXTRACCION

1996

1997

RESERVAS

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

HORIZONTE DE RESERVAS

Elaboración preopia. Fuente: Secretaría de Energía; 1998=100

Esta caída relativa de las reservas se puede apreciar mediante el llamado «horizonte de reservas» (es decir, la relación reservas/ extracción).1 De tener un horizonte de casi 14 años en 1988, se pasa a tener un horizonte de poco más de 9 años en 2004 y 8 en el 2005. En el Gráfico 14 se observa claramente cómo, aun en la primera etapa cuando las reservas crecen, no lo hacen de la manera en que aumenta la extracción. Luego de 1999, las reservas caen mucho más que la extracción. La conclusión es clara: Argentina está perdiendo cada vez más riqueza natural sin reponerse. Además, desde 1999 las reservas de petróleo vienen cayendo a un ritmo de 7,1% anual, por lo que en 6 años se produjo una caída del 36%. Llama la atención a simple vista la gran caída de reservas ocurrida entre 1989 y 1990, por lo que se debe analizar este año más puntualmente. Descubrimos que la disminución en el nivel de reservas comprobadas (un 27% en sólo un año) no se debió a un aumento de la producción, que apenas subió con respecto al año anterior. El gigantesco descenso de las reservas fue generado por una consultora privada (Gaffney, Clines & Asociados) que recalculó el nivel de reservas de YPF, como paso previo a su privatización. Esta auditoria, en palabras del por entonces Secretario 1 El horizonte de reservas es un indicador de los años de extracción que las reservas existentes permiten, de mantenerse el nivel actual. Este no es un buen indicador de la cantidad de años que efectivamente se podrá contar ya que no puede considerar los nuevos descubrimientos (subestima los años) y mantiene constante el ritmo de exploración (sobrestima los años ya que subestima la extracción). Sin embargo, es de suma utilidad para describir la extracción relativa al stock de reservas.

68 / Hidrocarburos y política energética.

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de Energía, «se llevó a cabo con el asesoramiento y fondos del Banco Mundial, lo que facilitó su realización y acentuó la credibilidad de la información obtenida».2 De esta manera, gracias a una reclasificación de las reservas entre probadas y probables, se generó una caída contable del 29% en las reservas probadas de petróleo y del 28% en las de gas natural, manteniendo sin embargo las reservas totales. Esta consultora subvaluó las reservas de la petrolera estatal, permitiendo un precio de venta de sus activos mucho menor al real tanto en las licitaciones de áreas principales y secundarias como en la privatización en sí de la empresa pública. Esto es evidente si se observa que rápidamente, luego de que las reservas pasaran a manos privadas sin el control del Estado, el nivel declarado de reservas se recompone. En efecto, en 1992 tan sólo dos años después las reservas declaradas aumentan casi un 20%, recuperando la mayor parte de la caída sufrida en 1990. Como se descubrirá cuando se estudie la evolución de los pozos, el gran aumento de las reservas de éste año no se corresponde a nuevas inversiones, sino que se trata simplemente de cambios de clasificación en las reservas (es decir, se volvió a declarar como reservas probadas los volúmenes excluidos por la consultora). Es necesario mencionar además las grandes disminuciones de reservas de los años 2004 y 2005. Esto es así ya que en ambos años la disminución es mayor a la extracción de cada año. Es decir que las reservas «desaparecieron» por cambios en las declaraciones. Por ejemplo, para el año 2005 la disminución de reservas fue casi un 50% mayor a la extracción. Esta «revisión a la baja» fue generada principalmente por Repsol-YPF (con el 50% de la caída de petróleo y el 60% del gas) luego de la denuncia del ex Ministro de Hidrocarburos de Bolivia Andrés Soliz Rada ante el SEC (comisión que regula las acciones que cotizan en Estados Unidos). Según la propia empresa la disminución se debió al «mayor conocimiento de los campos» aunque los descensos se generaron en yacimientos explotados hace por lo menos 25 años por Y.P.F. (y desde 1997 por la propia Repsol).3

Gas natural Analizando las mismas estadísticas para el gas natural, se descubre que su evolución es aun más preocupante.

2 Araoz J. Hidrocarburos para la Revolución Productiva. Peronismo, apertura y desregulación, Ediciones ENERGEIA, Bs. As.,1991. 3 Ver un análisis pormenorizado del descenso de reservas por área, yacimiento y operador en Mansilla D. «Drástica caída de las reservas de hidrocarburos en la Argentina», en Boletín InfoMoreno, N° 169, 20 de septiembre de 2006, MORENO (Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora), Bs. As.

Diego Mansilla / 69

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Cuadro 2 Extracción - Reservas y Horizonte de Reservas (gas natural) Extracción Reservas Horizonte Año Millones de m3 Indice Millones de m3 Indice Años Indice 1988 21.041 100,00 773.016 100,00 36,74 100,00 1989 22.571 107,27 743.927 96,24 32,96 89,71 1990 23.018 109,40 579.056 74,91 25,16 68,47 1991 24.643 117,12 592.869 76,70 24,06 65,49 1992 25.043 119,02 540.899 69,97 21,60 58,79 1993 26.664 126,72 516.662 66,84 19,38 52,74 1994 27.697 131,63 535.528 69,28 19,34 52,63 1995 30.441 144,67 619.295 80,11 20,34 55,38 1996 34.649 164,67 685.586 88,69 19,79 53,86 1997 37.074 176,20 683.796 88,46 18,44 50,20 1998 38.630 183,59 686.584 88,82 17,77 48,38 1999 42.418 201,60 748.133 96,78 17,64 48,01 2000 44.815 212,99 777.609 100,59 17,35 47,23 2001 45.916 218,22 763.526 98,77 16,63 45,26 2002 45.770 217,53 663.523 85,84 14,50 39,46 2003 50.676 240,84 612.496 79,23 12,09 32,90 2004 52.317 248,61 534.217 69,11 10,21 27,79 2005 51.234 243,50 445.045 57,57 8,69 23,64 Producción y Reservas en millones de m3. Elaboración propia Fuente: Secretaria de Energía

G R AF IC O 15 EXT R AC C IO N – R ES ER VAS Y HO R IZO NT E DE R ES ER VAS (G AS NAT UR AL) 40

900.000

800.000

35

700.000

30

600.000

Años

25

Mm3

500.000

20

400.000

15 300.000

10 200.000

5

100.000

0

0

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

R ESER V A S

1995

1996

EXTRA CC IO N

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

H O RIZO N TE D E RESERV A S

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

70 / Hidrocarburos y política energética.

HidrovPolEnerg-3.pmd

70

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2005

GRAFICO 16 EVOLUCION EXTRACCION – RESERVAS DE GAS NATURAL 300

250

200

150

100

50

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

EXTRACCION

1995

1996

1997

RESERVAS

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

HORIZONTE DE RESERVAS

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

A diferencia del caso del petróleo, no sólo se observa una caída relativa y absoluta de reservas mucho más drástica sino que las reservas nunca superaron los valores previos a la desregulación. De un horizonte de reservas de casi 37 años se llega al año 2005 con apenas 8,7. Esto significa que el horizonte de reservas representa en 2005 sólo el 23% de las existentes en 1988. La razón de esta contundente caída es que, mientras que la extracción aumentó un 244% a un ritmo promedio de 5,4% anual pasando de 21.041 millones de m3 a 51.234 millones de m3 en 2005 (sólo disminuyendo en 2005), las reservas caían de 773.016 millones de m3 a 445.045 millones de m3 (lo que representa una baja del 43%, a un ritmo de perdida de reservas del 3,2% anual promedio). En el Gráfico 16 se observa que, mientras la extracción experimenta un crecimiento sostenido y constante (llegando a multiplicarse por 2,5), las reservas muestran una evolución errática con una clara tendencia a la baja. En realidad, las reservas pasan por dos etapas de caídas, en 1990 y a partir del 2001. Esto se debe a diferentes razones. Por un lado, en 1990 se llevó a cabo el comentado recálculo de las reservas de petróleo y gas natural de YPF realizada por la consultora Gaffney, Clines & Asociados Diego Mansilla / 71

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71

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previo a la privatización de la empresa estatal. Al igual que en el caso del petróleo, inmediatamente después de que las reservas pasaran a manos privadas con precios desregulados (que en el caso del gas recién sucedió en 1994) el nivel de reservas declaradas se recompone. De la misma manera, este aumento de reservas no se puede explicar por inversiones en exploración (como se demostrará en el próximo punto). En cambio, la caída de reservas observable desde 2001 en adelante corresponde al pase de reservas de probadas a probables por cuestiones económicas. Como se verá mas adelante,4 luego de la devaluación y el abandono de la convertibilidad vividos en el 2001 se procedió a pesificar el precio del gas en boca de pozo, es decir el precio que recibe la empresa que extrajo el gas. Como las reservas comprobadas declaradas por las empresas son el volumen de gas natural económicamente disponible, al bajar el precio recibido las reservas bajan. Como, supuestamente, los volúmenes explotables del yacimiento de tal manera de que se recuperen los costos serían menores, las empresas pasan reservas comprobadas al status de probables. De esta manera, es posible decir que el nivel declarado de reservas está subvaluando el valor correspondiente a las verdaderas reservas probadas argentinas ya que con sólo aumentar el precio las reservas aparecerían «como por arte de magia». Cabe aclarar que luego de la desregulación el precio en boca de pozo experimentó un considerable aumento sin que entonces se procediera a realizar ninguna reclasificación que aumente las reservas probadas. Además a esto se suma el hecho de que las reservas de gas natural sufrieron los mismos recortes que las de petróleo por lo que, por ejemplo en el año 2005 se perdieron reservas por el 70% de la extracción de ese año. Nuevamente Repsol es el principal responsable, particularmente por el megayacimiento de Loma de la Lata cuya disminución de reservas significó el 55% de la caída total.5

¿Se hicieron las inversiones necesarias? Se ha demostrado que luego de la desregulación se experimenta una importante caída de reservas tanto de petróleo como de gas natural. Sin embargo, se sostiene que esta disminución fue provocada por el sector privado, que no buscó la preservación futura del recurso sino que se limitó a aumentar la extracción en el corto plazo gracias a las inversiones de riesgo ya realizadas por la petrolera estatal. Por tanto se debe probar que la causa de la citada caída relativa (y absoluta) de las reservas fue la falta de esfuerzo exploratorio del sector privado, sumado al ya estudiado aumento de la extracción. Se intentará demostrar que desde la desregulación no se 4 Ver 4 Desregulación y Privatizaciones. Crisis Energética de 2004–2005. 5 Asimismo ver un análisis pormenorizado del descenso de reservas de gas en Mansilla D. Op. cit.

72 / Hidrocarburos y política energética.

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72

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Cuadro 3 Pozos perforados según tipo y estado 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Explotación

73

AÑO

1989

1990

1991

1992

1999

2000

2001

2002

2003

2004

PET RÓLEO

533

616

742

517

518

826

1328

1240

980

661

386

769

1148

916

1069

837

868

GAS

27

24

24

20

5

47

44

33

30

28

49

71

80

46

50

79

132

PRODUCT IVOS

560

640

766

537

523

873

1372

1273

1010

689

435

840

1228

962

1119

916

1000

IMPRODUCT IVOS

37

45

43

14

21

26

102

64

68

28

20

46

34

19

24

20

32

T OT AL PET RÓLEO

597

685

809

551

544

899

1474

1337

1078

717

455

886

1262

981

1143

936

1032 78

2005

Avanzada

79

68

55

109

95

105

116

104

94

70

28

73

80

97

106

83

GAS

9

10

5

6

6

6

9

5

10

16

7

15

10

5

3

12

15

PRODUCT IVOS

88

78

60

115

101

111

125

109

104

86

35

88

90

102

109

95

93

26

20

23

14

22

23

24

14

14

15

8

24

24

16

8

17

9

T OT AL

114

98

83

129

123

134

149

123

118

101

43

112

114

118

117

112

102

PET RÓLEO

21

24

39

28

41

44

60

55

38

23

14

31

7

19

17

16

45

GAS

4

6

7

9

12

13

19

14

12

10

3

7

7

0

2

9

10

PRODUCT IVOS

25

30

46

37

53

57

79

69

50

33

17

38

14

19

19

25

55

IMPRODUCT IVOS

73

68

54

16

54

82

86

62

39

42

16

16

17

12

6

9

7

T OT AL

98

98

100

53

107

139

165

131

89

75

33

54

31

31

25

34

62

POZOS T OT ALES

809

881

992

733

774

1172

1788

1591

1285

893

531

1052

1407

1130

1285

1082

1196

Exploración

IMPRODUCT IVOS

Diego Mansilla / 73

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Elaboración propia fuente: secretaria de energía

han efectuado las inversiones necesarias para reponer los volúmenes extraídos. Se quiere comprobar que la caída de las reservas fue generada por una estrategia de extracción mucho más extensiva de riqueza natural argentina y no por el agotamiento de las reservas nacionales. Para esto, es necesario interiorizarse en las inversiones productivas que realizó el sector. Como no existen estadísticas concretas sobre el monto total de las inversiones, es necesario investigar la evolución de sus resultados como proxy. Es decir, indagar el comportamiento de los pozos perforados (inversión productiva por excelencia del sector). Los pozos se dividen en: de exploración, de avanzada y de explotación. Los pozos de exploración son las perforaciones realizadas para buscar nuevas reservas y su riesgo minero es muy alto dado que se realizan únicamente sobre informes de compatibilidad geológica. Si bien las nuevas tecnologías han permitido perfeccionar y aumentar la precisión de las predicciones, el riesgo continúa siendo alto. Los pozos de avanzada se realizan con el objetivo de delimitar la reserva en las zonas donde, gracias a los pozos de exploración, se conoce la existencia de hidrocarburos. Su riesgo minero es medio (un 50% de éstos pozos resulta productivos). Los pozos de explotación finalmente se encargan de extraer el petróleo de zonas ya delimitadas, donde se tiene la seguridad de la existencia de petróleo. Su riesgo minero es muy bajo. De esta manera, los pozos a los cuales se le deben prestar particular atención son los de exploración. Esto es, las inversiones de riesgo que permiten el establecimiento de nuevas reservas. Un aumento en los pozos de explotación sólo significa un uso más intensivo de una reserva ya conocida, si no está acompañada de una mayor inversión exploratoria que permita la reposición de los volúmenes extraídos. En cuanto a la división entre petroleros y gasíferos, ésta depende de la relación de la existencia relativa entre ambos hidrocarburos. Como ya se mencionó anteriormente, las reservas de gas natural se encuentran íntimamente ligadas con las de petróleo.6 De esta manera, los pozos considerados «gasíferos» son aquellos en los que la relación gas/petróleo supere los 20.000 m3. Por eso es que en cuanto a las inversiones, se analizará en forma conjunta los pozos gasíferos y los petroleros ya que los niveles de reservas de ambos hidrocarburos están íntimamente relacionados. Los datos del Cuadro 3 y del Gráfico 17 nos están mostrando un claro aumento de los pozos de explotación (sin riesgo) mientras que los pozos de avanzada se mantienen y los de exploración (inversión de riesgo) caen estrepitosamente. Como resultado de esta evolución, los pozos totales aumentaron un 48%, pasando de 809 pozos anuales en 1989 a 1.196 pozos anuales en el 2005, llegando a un máximo de 1.788 en 1995. 6 Ver marco conceptual.

74 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 17 POZOS PERFORADOS TOTALES

2000

1800

1600

1200

1000

Nº de pozos terminados

1400

800

600

400

200

0 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

EXPLORACION

1996

1997

1998

AVANZADA

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

EXPLOTACION

Fuente: Secretaría de Energía

Sin embargo, mientras que en 1989 el 12,1% de los pozos perforados eran de exploración (unos 98 pozos), en el 2005 sólo son perforados para exploración (es decir, para la búsqueda de nuevas reservas) el 5,2% (apenas 62 pozos). En el año 2003 apenas si se realizaron 25 pozos de exploración (el 1,9% de las perforaciones). Por el contrario, los pozos de explotación pasan del 73,8% en 1989 al 86% en 2005. A simple vista llama la atención la abrupta caída en la cantidad de pozos perforados entre 1995 (el máximo histórico) y 1999. Esta caída del 70% en apenas 4 años (de 1.788 a 531) es explicada por la caída del precio internacional del petróleo que de 22 U$S el barril (WTI) en 1995 cayó hasta el piso de U$S 14 en 1998.7 Sin embargo, ante el gran aumento registrado desde 2002 los niveles de perforación no se han recuperado. Resulta llamativo el aumento en la efectividad general de la prospección entre 1989 y el 2005, particularmente la de los pozos de Exploración. Mientras que en el año 1989 sólo el 25% de los pozos de Exploración era productivos, esa cifra ha ido creciendo hasta llegar al 89% en el 2005. Estos valores son excesivamente grandes, comparados con el porcentaje de éxito obtenido por YPF en los años anteriores a la privatización (2025%) y aun con los valores internacionales. México, por ejemplo, presentó

7 En 1998, se llegó al piso histórico post-crisis de 1973 de U$S 11 por barril de crudo.

Diego Mansilla / 75

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durante el 2004 una efectividad del 54% para sus pozos de exploración. Los valores argentinos superaron a los mejores del mundo. Mientras que en 2004 la OPEP (con la mejor tecnología del mundo y las mejores condiciones geológicas) tuvo una efectividad del 80%8 en los pozos de exploración y de desarrollo, las empresas argentinas declararon una efectividad del 97%.9 La elevada probabilidad de éxito de los pozos en la década de los noventa estaría indicando que, en realidad, éstos no se tratan de verdaderas perforaciones en búsqueda de hidrocarburos, sino que en muchos casos se trataría de prospección sobre reservas ya conocidas. Como estos datos son entregados a la Secretaría de Energía por las mismas empresas privadas sin control alguno, no existe forma fehaciente de confirmar esta hipótesis. Se podrá fundamentar estas sospechas cuando se muestre la falta de correlación entre la perforación de pozos de exploración y el aumento de las reservas. Sin embargo, a pesar las dudas acerca de la correcta imputación como «exploratorio» de los pozos registrados, el número de pozos continúa siendo muy inferior a los que históricamente se perforaban. Los 36,6 pozos de exploración anuales que se perforaron en promedio en el último quinquenio (2001-2005) están muy lejos de los 119 pozos de 1963 (94% efectuados por YPF) o los 133 de 1983 (86% de YPF). En el Gráfico 18 se puede observar la evolución de la cantidad de pozos totales (incluyendo productivos e improductivos) según su tipo. Esto nos permitirá comprender cuál fue la estrategia de inversión del sector. Al igual que en el análisis anterior, descubrimos que los pozos que más crecieron luego de la desregulación fueron los de explotación que llegaron a aumentar un 73% en el 2005 y a multiplicarse 1,5 veces en 1995 con respecto a 1989. Por el contrario los pozos de riesgo medio (de avanzada) se mantuvieron mientras que los pozos de riesgo (de exploración) cayeron significativamente resultando en el 2005 aproximadamente el 63% de los efectuados en 1989 (con un piso del 25% en el año 2003 con apenas 25 pozos en el año y promedio de 32% con 30 pozos para el período 2001-2004). Si bien es cierto que desde la desregulación aumentaron las inversiones sectoriales, ya que el número total de pozos creció, cambió drásticamente la distribución de los pozos perforados. Mientras que en 1989 los pozos de Explotación significaban el 73,8% de los pozos totales, en el año 2004 representan el 86%. Esto nos habla de un marcado abandono de las inversiones de riesgo, ligadas con el mantenimiento del recurso en el mediano y largo plazo, siendo las inversiones de «corto plazo» con poco riesgo y de carácter extractivos las que acapararon los recursos de las empresas. 8 Anuario OPEP 2004. 9 Para poder comparar los valores argentinos con los internacionales se utiliza otra clasificación de los pozos perforados.

76 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 18 EVOLUCION POZOS PERFORADOS 300

250

200

150

100

50

0 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

EXPLOTACION

1997

1998

AVANZADA

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

EXPLORACION

Fuente: Secretaría de Energía. 1989=100

Analizando la evolución y distribución de los pozos perforados, es posible concluir que las inversiones que se están llevando a cabo se efectúan con el objetivo de aumentar la extracción y no de acrecentar las reservas. Las empresas privadas están concentrando las inversiones en la extracción y no en la exploración. Tratan de aumentar la utilización de los yacimientos ya encontrados antes que buscar nuevas reservas. El aumento de las inversiones posterior a la desregulación y privatización de YPF se dirige a las actividades con muy poco riesgo minero para maximizar la extracción de petróleo y gas en los yacimientos encontrados por las anteriores inversiones de riesgo de la petrolera estatal. Las empresas privadas se dedicaron a invertir para lograr una mayor extracción antes de tomar los riesgos de llevar a cabo nuevas búsquedas. Con esto se demuestra que el sector privado, al hacerse cargo de las reservas, llevó adelante una estrategia de agotamiento de los recursos energéticos extensiva que sólo buscó maximizar el valor presente de sus concesiones, aumentando la extracción y la inversión en pozos de explotación; relegando las inversiones de riesgo de mediano y largo plazo, sin ninguna preocupación por la preservación del recurso.

Caídas de reservas por falta de inversión La caída relativa de las reservas no es un «accidente» ni indica un agotamiento de las capacidades naturales totales de la Argentina. El Diego Mansilla / 77

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descenso es producto de la falta de inversiones de riesgo luego de la desregulación y privatización de YPF. Al no estar la petrolera estatal para realizar las tareas de exploración de nuevos yacimientos las reservas caen, ya que los privados se limitan a maximizar sus beneficios en el corto plazo sin importar el futuro de las riquezas naturales Argentinas. Un análisis más minucioso nos permite dudar del ya comentado leve aumento de las reservas que siguió a la desregulación tanto del petróleo como del gas natural. Si se cotejan los resultados obtenidos del análisis de los pozos perforados con los datos analizados anteriormente, se deduce que el crecimiento de las reservas experimentado en el período no se condice con el aumento de las inversiones de riesgo exploratorias. La evolución de los pozos de exploración no alcanza para justificar el grado de crecimiento de las reservas. Un ejemplo de esto es la ya mencionada abrupta caída de reservas del año 1990 y su recuperación, en el caso del petróleo, en 1992/93. Como se demostró, esta espectacular caída de reservas del 27% en sólo un año no puede explicarse por mayor extracción (ya que sólo aumentó casi un 5%) ni por una menor exploración (los pozos de exploración productivos fueron un 14% más que en 1989). La razón de la caída es el recálculo del nivel de reservas de YPF efectuado por la consultora Gaffney, Clines & Asociados. Para tener una idea de la pérdida contable de reservas sufridas ese año, se puede mencionar que la caída en las reservas de YPF representa el consumo nacional de casi 3 años y medio. De la misma manera, nos es imposible explicar el aumento de las reservas, luego de la privatización de la petrolera estatal por las inversiones productivas. Las reservas de petróleo aumentaron un 32% en apenas 2 años (entre 1992 y 1993). En ese período, sólo fueron productivos 69 pozos petroleros de los 160 pozos de Exploración efectuados. Para entender lo que estos números están diciendo, entre el año 1996 y 1997 se efectuaron 91 pozos petroleros productivos de Exploración obteniendo un aumento en las reservas se apenas un 9%. Además, la gran efectividad de los pozos de Exploración de esos años estaría indicando que no se tratan de verdaderas inversiones de riesgo. Por ejemplo, en 1992 el 70% de los pozos de Exploración fueron productivos, valor extremadamente alto (y difícil de creer) e incompatible de una actividad de riesgo de estas características. Tampoco los pozos de Avanzada alcanzan para explicar el aumento de las reservas, ya que su número se mantuvo constante a lo largo de la década. Queda demostrado que el aumento de las reservas de 1992 no se corresponde al descubrimiento de nuevas reservas ni con inversiones productivas. Y sería imposible tratar de justificar dicho aumento en la mejora de las técnicas de recuperación secundarias, sobre todo considerando que luego de este aumento que permitió recomponer el nivel de reservas a los 78 / Hidrocarburos y política energética.

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valores anteriores a los de la estimación de la consultora, el nivel de las reservas se mantiene casi constante (para luego bajar). Estos datos nos permiten dudar, tanto de la disminución de reservas provocada por la consultora como de los niveles de reservas petroleras declarados por las empresas. Recordemos, además, que tanto los pozos efectuados como las reservas son informados a la Secretaría de Energía por las empresas sin ningún tipo de control por parte del organismo estatal. Según cálculos de Kozulj,10 en las 16 áreas petroleras que conforman casi el 100% del aumento de reservas en el período posterior a la privatización de YPF, entre 1994 y 2000 (unos 114.641 miles de m3), los pozos de exploración perforados en estas áreas representan sólo un 25,7% de los pozos de exploración totales. Además, los pozos de exploración llevados a cabo en estas áreas tuvieron altísimos porcentajes de éxito. Este aumento de reservas es 2,4 veces más grande que la ocurrida entre los años 1988 y 2004. Es decir, se está demostrando que el aumento de las reservas no está relacionado con una mayor actividad exploratoria y se confirma la falta de exploración de riesgo luego de la desregulación y la privatización de YPF. El caso del gas natural es aun más dramático ya que recién en 1999 se logró recuperar el nivel de reservas de 1989 anterior al recálculo de la consultora Gaffney, Clines & Asociados, volviendo a caer desde el 2000 llegando al 2005 con reservas menores a las de 1991, producto de un nuevo recálculo. Considerando los anteriores análisis, no se puede dudar que efectivamente se está llevando a cabo una estrategia de agotamiento «depredadora». La mayor explotación se realiza a costa de un menor consumo futuro del recurso no renovable. El ritmo de extracción petrolera y gasífera desde la desregulación del sector demuestra la falta de preocupación de las empresas por el problema del agotamiento y del «uso racional» del recurso.11 El Estado permitió que las empresas privadas decidan tanto el nivel de extracción como de reservas sin mediar ningún tipo de control. No existió la voluntad por parte del Estado de regular las existencias de los hidrocarburos nacionales ni resguardar el problema del agotamiento del patrimonio energético nacional, dejando el «horizonte de reservas» a total control de las empresas privadas concesionarias de las reservas (y no dueñas, ya que los yacimientos pertenecen a las provincias). 10 Kozulj, R. Balance de la privatización de la industria petrolera en Argentina y su impacto sobre las inversiones y la competencia en los mercados minoristas de combustibles, CEPAL, Serie Recursos Naturales e Infraestructura, Nº 46, Bs. As., 2002. 11 Este accionar no debiera sorprender a nadie ya que es parte de la estrategia mundial de Repsol (principal empresa extractora). Mientras que las petroleras más importantes tratan de reemplazar cada barril de petróleo extraído, Repsol apenas logró reemplazar el 17% (reserve replacement rate) lo que demuestra una clara estrategia de agotamiento a corto plazo. Herrero, F. «Sed de petróleo y gas en el futuro inmediato», en Le Monde Diplomatique, año VII, Nº 82, abril de 2006. Y Standard & Poor´s. Reserve Replacement And M&A Remain Vital For Credit Quality In The European Oil And Gas Sector; Standard & Poor´s Ratinds Direct, 21 de Marzo de 2006.

Diego Mansilla / 79

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Con estos datos, es claro que el petróleo y el gas han dejado de tener la importancia estratégica que venían manteniendo desde los albores de la industria petrolera nacional. Anteriormente los hidrocarburos eran concebidos como recurso estratégico, por lo que eran totalmente regulados por el Estado (con el objetivo de garantizar su «uso racional» y permitir apropiación pública de su renta). Es más, las políticas petroleras fueron centro de varias discusiones a lo largo de la historia ya que eran un claro indicador del modelo de país que se deseaba llevar adelante (la política petrolera de Uriburu, Frondizi o Illia por ejemplo). Sin embargo, en la década de los noventa se le quita toda significación estratégica, llegando al límite de que el propio presidente Menem declaró públicamente que era necesario aumentar al máximo el ritmo de extracción antes de que el petróleo sea obsoleto.12 El análisis del comportamiento del sector hidrocarburífero argentino luego de la desregulación y privatización demostró que ha cambiado el papel del petróleo y el gas. Se ha llevado adelante una estrategia de agotamiento mucho más extractiva donde prepondera la extracción antes que la exploración por lo que el horizonte de reservas cae y no hay inversiones de riesgo que permitan recomponer el nivel de reservas gracias a nuevos descubrimientos. Esta conducta parece confirmar lo planteado teóricamente de que las empresas privadas tienen una tasa de descuento mayor a la social, por lo que el ritmo de extracción será superior al socialmente óptimo.

Petróleo: Cambio de estrategia Como se explicó, el hecho de aumentar el ritmo de extracción mediante el importante crecimiento de la extracción (sobre todo si se considera que además no existe una inversión de riesgo para la búsqueda de nuevas reservas) implica que se está haciendo disminuir el «capital natural» (y con esto tanto el consumo futuro como el «bienestar») que tendrán disponibles las generaciones futuras. Sin embargo, el caso argentino es aun más trágico ya que, gracias a la política llevada adelante por las empresas privadas extranjeras que manejan libremente los recursos energéticos no renovables, las generaciones futuras tendrán un ingreso y un consumo menor como consecuencia del beneficio de las generaciones presentes del resto del mundo, ya que gran parte de nuestra renta petrolera es transferida al exterior. 12 El presidente declaró el 24/11/89 al diario Crónica de Comodoro Rivadavia, por ejemplo, que «si se quieren quedar con el petróleo bajo tierra, es una cuestión que yo no comparto, pero desde ya les estoy diciendo que se está experimentando con vehículos que andan a agua (...) un hombre de una villa de emergencia de Córdoba inventó un motor que funciona a agua, con la separación del hidrogeno del nitrógeno».

80 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 19 EVOLUCION EXTRACCION – EXPORTACION PETROLEO 3.000 2.800 2.600 2.400 2.200 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

EXPORTACION

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

EXTRACCION

Elaboración propia. Fuente: Secretaria de Energía 1989=100

Esto se debe a que, paralelamente al aumento de la extracción, las exportaciones de petróleo crudo aumentaron muchísimo más. Por lo que la proporción del petróleo argentino que se exporta aumentó considerablemente. Como se observa en el Gráfico 19 y se comentó anteriormente, mucho mayor al aumento de la producción fue el crecimiento de las exportaciones de petróleo crudo sin procesar. Mientras que la extracción creció un 44% entre 1989 y 2005, las exportaciones se multiplicaron por 12, llegando a multiplicarse por 28 en 1997. De esta manera, la relación entre exportaciones y extracción cambió radicalmente. De exportarse el 2,58% del petróleo producido en 1989 se pasa a exportar el 25% del total en 2004. La máxima exportación se logra en 1996, exportándose el 41% de la extracción nacional. En el gráfico 20 se muestra inequívocamente que casi todo el aumento de la extracción de petróleo se dirigió al mercado externo. Mientras que las cantidades procesadas internamente se mantienen casi constantes desde 1989, casi el 100% de la mayor producción excedente se dirige al exterior. El crecimiento de las exportaciones de petróleo se debe a un importante cambio en la estrategia de los productores que no puede ser explicada por el precio internacional.13 El aumento en las exportaciones no se produjo por el aumento de la extracción sino que cambió 13 Ver La relación cantidades exportadas–precio internacional en 2 Desindustrialización y Cambio Estructural.

Diego Mansilla / 81

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GRAFICO 20 PROCESAMIENTO - EXPORTACION PETROLEO 60.000.000

50.000.000

Mm3

40.000.000

30.000.000

20.000.000

10.000.000

0 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

PROCESADO INTERNAMENTE

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

EXPORTACION

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

fundamentalmente el destino del petróleo nacional, ganando importancia el mercado externo en desmedro de los sectores productivos locales. En este sentido, la estrategia de los extractores/exportadores cambia considerablemente luego del 2001. Con posterioridad a la megadevaluación que siguió a la caída de la convertibilidad, y a pesar de que el precio del petróleo sufriera un espectacular alza, producto, entre otras causas, de las acciones militares de Estados Unidos con posterioridad al atentado del 11 de Septiembre y la invasión de Irak, las exportaciones cayeron. Además, también se redujo la proporción del petróleo que es exportado. Una de las razones de este hecho es que las ventas al exterior de petróleo crudo y sus derivados son alcanzados por las retenciones a las exportaciones de manera diferencial. Las retenciones (tanto a las referidas al sector hidrocarburífero como al resto de los productos exportables, principalmente agrícolas) fueron impuestas por la Ley de Emergencia Nº 25.561 del 06/01/2002. Esta ley que modificó la Ley de Convertibilidad significó el abandono del tipo de cambio fijo y la adopción de un tipo de cambio flotante frente al dólar. Frente a esto, la misma ley impuso la pesificación de las tarifas dolarizadas de las empresas privatizadas y retenciones a las exportaciones con el propósito de captar parte de las ganancias extraordinarias provocadas por la devaluación. 82 / Hidrocarburos y política energética.

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De esta manera se impusieron retenciones al gas natural del 5% y al petróleo crudo del 20%.14 En mayo de 2004 fue elevado a 25% para el petróleo. Finalmente, este sistema fue modificado por la Resolución 532 del Ministerio de Economía y Producción de agosto de 2004 que reemplazó este sistema por una escala de retenciones móviles, motivado por el aumento del precio internacional del petróleo. Sin embargo, mientras que las exportaciones de petróleo crudo son gravadas por este sistema de retenciones móviles con un nivel mínimo del 25% y uno máximo del 45% (que es la alícuota vigente en la actualidad),15 los subproductos son gravados con una baja retención (5%). Es necesaria una aclaración sobre las alícuotas de las retenciones. Por el sistema de cálculo del monto de las exportaciones (según la Ley 21.453), los importes efectivamente pagados al fisco son menores a lo que pareciera indicar la alícuota. Esto se debe a que se entiende que el valor F.O.B. de las exportaciones incluye las retenciones.16 Estas son las razones por las cuales, desde 2002 las cantidades exportadas de petróleo crudo vienen disminuyendo año tras año hasta la actualidad. Como contrapartida a este hecho y para asegurarse una mayor rentabilidad, las empresas privilegiaron las exportaciones de subproductos elaborados (como las naftas o gas oil) cuyos precios internacionales se mueven junto al del petróleo pero que pagan una retención mucho menor. De esta manera, a pesar de que las refinadoras operan con menores márgenes que los internacionales, estas empresas obtienen cuantiosas ganancias. Además, gracias a un convenio firmado por el Estado, las refinadoras y los productores, el precio de venta del petróleo para su refinación con destino al mercado interno fue regulado (a diciembre de 2005 era de U$S 34,5). Luego del vencimiento del acuerdo, las refinadoras compran el petróleo a un precio igual al internacional menos las retenciones (45% hasta ahora). Por esto, el precio interno del petróleo crudo, si bien es menor al internacional (cosa normal en un país con autoabastecimiento) es cuantiosamente superior al que históricamente existió en Argentina y varias veces mayor al costo de extracción de dicho petróleo.17 14 En realidad las exportaciones de petróleo y gas desde Tierra del Fuego no estuvieron gravadas por las retenciones hasta mediados de 2006. 15 La resolución 532 especifica que la retención se establece en 25% con un gravamen extra dependiendo de la cotización del crudo WTI (West Texas Intermediate). Cuando la cotización del barril supera los 32 dólares, las retenciones se establecen en 28%, 31% a los U$S 35 y aumentando sucesivamente llegando al 45% a valores superiores a los U$S 45. 16 Por ejemplo, para una exportación de U$S 100 F.O.B. y una alícuota del 45% no se abonarían U$S 45 de retenciones. Al considerarse U$S 100 como el valor de las exportaciones más las retenciones, las exportaciones declaradas son de U$S 69. Sobre este importe se aplica la alícuota del 45% abonando U$S 31 en concepto de retenciones (es decir un 31% menos de lo que comúnmente se estima). 17 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable. La Apropiación de la Renta: Una Aproximación y Evolución del Petróleo Procesado.

Diego Mansilla / 83

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83

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En el gráfico 21 se puede distinguir la evolución de las exportaciones del complejo petrolero desde 1999. Se observa claramente de que manera, el valor de las exportaciones de petróleo crudo crece hasta el segundo semestre del 2000, cayendo hasta el segundo semestre de 2002 (acompañando al precio internacional). GRAFICO 21 EXPORTACIONES (promedio semestral) PETROLEO Y DERIVADOS 500.000

450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000 Jun-99

Dic-99

Jun-00

Dic-00

Jun-01

Dic-01

Jun-02

Dic-02

Jun-03

Dic-03

Jun-04

Dic-04

Jun-05

Dic-05

Jun-06

Mm3

PETROLEO

NAFTAS y GASOIL

OTRAS

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

A partir de este punto, a pesar de la caída en las cantidades exportadas de petróleo crudo, el valor de las exportaciones (en U$S promedio semestrales) apenas han bajado. Esto es producto de que el precio internacional ha aumentado constantemente desde el segundo semestre de 2002. Paralelamente, en el mismo período el valor de las exportaciones de Naftas, Gas-oil y Fuel Oil han aumentado considerablemente (casi 5 veces y media desde el primer semestre de 1999 al primero de 2006). De esta manera, como se puede observar en el Grafico 22, los subproductos han aumentado su peso dentro de las exportaciones del complejo petrolero. De representar el 27% de las exportaciones en enero de 1999, pasaron a ser el 62% en junio de 2006, con un promedio del 53% en el primer semestre de 2006. Consecuentemente, el petróleo crudo paso del 62% al 29% en el mismo período. Con estos datos se comprueba que el aumento de los niveles de extracción petrolera se realizó con el objetivo de vender el crudo sin elaboración previa 84 / Hidrocarburos y política energética.

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84

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GRAFICO 22 DISTRIBUCION EXPORTACIONES PETRÓLEO Y DERIVADOS 100%

80%

60%

40%

20%

0% Ene-99

jul

Ene-00

jul

Ene-01

PETROLEO

jul

Ene-02

jul

Ene-03

jul

NAFTAS y GASOIL

Ene-04

jul

Ene-05

jul

Ene-06

OTRAS

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

en el mercado internacional. Recién cuando, por motivos fiscales, se impuso una retención a las exportaciones del petróleo sin elaboración, comenzaron a crecer las ventas de subproductos elaborados al exterior. Es decir, se está limitando las existencias futuras de petróleo, no para consumo interno sino para su exportación. Esta estrategia de agotamiento del recurso es radicalmente opuesta a la implementada por el resto de los países. Por ejemplo, Estados Unidos que es uno de los más grandes productores e importadores de petróleo del mundo, tenía en 1997 un horizonte de reservas de 9 años y medio. En ese mismo año, Argentina mantenía un horizonte de 8 años y medio, no obstante lo cual exportaba el 40% del petróleo extraído. Brasil era otro gran importador de petróleo y es un caso más llamativo. El mismo año presentaba un horizonte de más de 20 años y, sin embargo, Argentina (a pesar de tener un horizonte casi 3 veces menor) le vendía el 14% del petróleo crudo extraído. Se comprueba que la estrategia argentina de exportación de productos sin elaboración a costa de menores reservas es única. El resto de los países mantuvieron el rol estratégico del petróleo al elegir la estrategia de exportación e importación del recurso.

Exportando Reservas: Un ejercicio Ante estos datos, se puede volver a considerar el tema de la falta de reservas y el peligro que corre el autoabastecimiento. Evitando la conclusión tradicionalmente aceptada tanto por los gobiernos desde 1989 como por las empresas (y algunos organismos de investigación) de que Diego Mansilla / 85

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85

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Cuadro 4

Año

Reservas de petróleo y descubrimientos estimados Reservas Reales Descubrimiento Horizonte de Extracción (declaradas) s Estimados Reservas (años)

1.989

344.623

12,9

1.990

249.608

-28.004

-67.011

8,9

1.991

267.618

-28.505

46.515

9,4

1.992

320.747

-32.246

85.375

9,9

1.993

352.441

-34.454

66.148

10,2

1.994

358.140

-38.746

44.445

9,2

1.995

379.402

-41.739

63.001

9,1

1.996

413.436

-45.570

79.604

9,1

1.997

416.734

-48.403

51.701

8,6

1.998

437.758

-49.148

70.172

8,9

1.999

488.280

-46.507

97.029

10,5

2.000

472.781

-44.824

29.325

10,5

2.001

457.674

-45.182

30.075

10,1

2.002

448.425

-43.817

34.568

10,2

2.003

425.213

-42.982

19.770

9,9

2.004

368.923

-40.415

-15.875

9,1

2.005

313.322

-38.561

-17.040

8,1

Total Diferencia 1989-2005

-649.103

617.802

-31.301

Elaboración propia. Fuente: Secretaria de Energía. En miles de m3

se necesitan nuevos incentivos para hacer rentable la exploración, nos permitimos un ejercicio para buscar otras causas de la falta de reservas. Para conocer la posición en que se encuentra Argentina, se preparó el cuadro 4 y el gráfico 23. En ambos se muestran las reservas probadas de petróleo a fin de cada año, el horizonte de reservas (como indicador de las reservas relativas), la extracción que se efectuó y las reposiciones de reservas por nuevos descubrimientos. Como no existen datos sobre los descubrimientos, los mismos se estimarán como diferencia entre las reservas de cada año más los volúmenes necesarios para reponer las extracciones efectuadas. Como se ha comentado anteriormente,18 las reservas de petróleo en diciembre de 2005 son menores que las de 1989 en 31.300 miles de m3. Mientras tanto, el horizonte de reservas se redujo de 12,9 años a sólo 8,1. Separando los efectos de extracción y reposición se descubre que en este período se extrajo 649.103 miles de m3 y se repusieron 617.802 miles de m3. En los años 1990 y 2004-2005 se encuentran descubrimientos negativos (la tasa de reposición es inferior a la extracción). Esto es así ya que en 18 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable–Petróleo.

86 / Hidrocarburos y política energética.

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86

31/05/2007, 12:37

GRAFICO 23 - RESERVAS DE PETROLEO Y DESCUBRIMIENTOS ESTIMADOS 14,0

430.000 12,0

10,0

330.000

8,0 230.000

6,0

130.000 4,0

30.000

2.005

2.004

2.003

2.002

2.001

2.000

1.999

1.998

1.997

1.996

1.995

1.994

1.993

1.992

1.991

1.990

1.989

2,0

-70.000

0,0

Reservas (declaradas)

Extracción

Descubrimientos Estimados

Horizonte de Reservas

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

esos años las reservas cayeron en un volumen superior al que se extrajo de los yacimientos (y la estimación de los descubrimientos se realiza en forma residual, por lo que el aumento de reservas en este caso es negativo). Las razones de estas caídas son diferentes en ambos casos. Mientras que en 1990 se debe al recálculo interesado de las reservas de YPF que realizó la consultora Gaffney, Clines & Asociados, en 2004 y 2005 es producto del recálculo efectuado por las empresas. Ante esta situación se presenta la pregunta: ¿Cuál sería nuestra posición si Argentina no hubiera exportado petróleo crudo desde 1989? Para intentar llegar a una respuesta, simplemente se considera que las cantidades de petróleo crudo exportadas no fueron extraídas por lo que permanecen como reservas. De la misma manera, la extracción de cada año disminuye al no ser necesarios los volúmenes extraídos para la exportación. Con estos supuestos, se confeccionaron el cuadro 5 y gráfico 24. En él figuran las reservas comprobadas de petróleo declaradas por las empresas y los hipotéticos niveles de extracción anual, de reposición (manteniendo los valores estimados según las reservas declaradas) y las reservas hipotéticas que hubiera habido sin exportaciones de petróleo crudo. En el Gráfico 24 se observa de qué manera de no haber exportado se habrían solucionado gran parte de los problemas por falta de reservas. Diego Mansilla / 87

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87

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Cuadro 5 Reservas y Horizonte de Reservas de Petróleo sin Exportaciones (Hipótesis I) Reservas (declaradas)

Extracción sin Exportaciones

Descubrimientos

Reservas Hipotéticas

Horizonte de Reservas (años)

9,3

1.989

344.623

1.990

249.608

-26.968

-67.011

250.644

1.991

267.618

-27.067

46.515

270.092

10

1.992

320.747

-29.180

85.375

326.287

11,2

1.993

352.441

-29.421

66.148

363.014

12,4

1.994

358.140

-32.456

44.445

375.004

11,6

1.995

379.402

-30.157

63.001

407.848

13,5

1.996

413.436

-26.710

79.604

460.741

17,3

1.997

416.734

-28.951

51.701

483.492

16,7

1.998

437.758

-29.963

70.172

523.700

17,5

1.999

488.280

-30.896

97.029

589.834

19,1

2.000

472.781

-28.724

29.325

590.435

20,6

2.001

457.674

-28.496

30.075

592.013

20,8

2.002

448.425

-28.356

34.568

598.225

21,1

2.003

425.213

-29.647

19.770

588.349

19,9

2.004

368.923

-30.178

-15.875

542.296

18

2.005

313.322

-29.867

-17.040

495.391

16,6

-467.037

617.802

Total Diferencia 19892005

-31.301

150.768

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

En vez de mantener un nivel de reservas menor al de 1989, el nivel sería un 44% mayor. Esto es provocado por el volumen acumulado de exportaciones petroleras que se ahorraría (hipotéticamente) representa el 58% de las reservas del 2005. Sin las exportaciones, las extracciones pasarían de 649 millones de m3 a sólo 467 millones de m3 (representando un ahorro del 28%). Por tanto, se podría haber mantenido en la actualidad un horizonte de reservas de 16 años (el doble que los 8 años reales) sin modificar el consumo ni la extracción. Otro ejemplo del peso de las exportaciones es que la caída de reservas del 36% desde el máximo de 1999 se reduce a sólo 16% si no se consideran las exportaciones. Es decir que gran parte de la caída de las reservas comprobadas de petróleo fue provocada por los volúmenes extraídos para exportar sin que sean repuestos. En el gráfico se ha mantenido las reservas reales declaradas por las empresas para que se compruebe la magnitud de las diferencias año a año con las reservas «hipotéticas». Se advierte que 88 / Hidrocarburos y política energética.

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88

31/05/2007, 12:37

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GRAFICO 24 RESERVAS Y HORIZONTE DE RESERVAS DE PETROLEO SIN EXPORTACIONES (HIPOTESIS I)

Miles de M3

Años

625.000

24

575.000

22

525.000 20 475.000

89

18 425.000 16 375.000 14

325.000

275.000

12

225.000

10

175.000 8 125.000 6

Diego Mansilla / 89

31/05/2007, 12:37

75.000 4 25.000

-25.000

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

-75.000

Reservas (declaradas)

2

0

Extracción sin Exportaciones

Descubrimientos Estimados

Reservas Hipotéticas

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

Horizonte de Reservas Hipotético

las diferencias entre ambas reservas se hacen importante a partir de 1997, creciendo desde entonces. Esto es producto de que desde ese año, las exportaciones de petróleo crudo llegan a sus valores máximos, tanto en volúmenes como en porcentaje de la extracción nacional. Pero, además de exportar petróleo crudo, se ha exportado una creciente cantidad de subproductos como naftas y lubricantes (sobre todo después de la devaluación). Por tanto, se tratará de hacer un ejercicio similar al anterior, para intentar descubrir cuál sería el estado de las reservas si no se hubiera exportado ni petróleo crudo ni naftas.19 Para esto se necesita conocer cuánto petróleo crudo fue extraído para la producción de las naftas exportadas. Es decir, se necesita el «Factor de Conversión» de energía primaria en secundaria (en este caso de petróleo a naftas). Según la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), este factor es de 0,494. Es decir que, en promedio, por cada barril de petróleo (159 litros) se obtienen 78,5 litros de naftas (además de otros subproductos). En Argentina, las principales refinerías mantienen una proporción entre naftas obtenidas y petróleo procesado en un año del 0,3 desde 1994 (lo que indicaría que por barril se obtiene menos naftas). Sin embargo, se tomó el dato de la AOP para estimar las reservas por ser el más conservador (por lo que se estaría subestimando las reservas). Con este factor se puede transformar los m3 de naftas exportados en los m3 de petróleo crudo que fueron necesarios extraer. Sin embargo, es necesario recordar que con estos volúmenes de petróleo crudo extraídos no fueron utilizados únicamente para la elaboración de naftas sino que, además, se obtuvieron otros subproductos (gas oil, lubricantes, destilados pesados, etc.). A este valor de petróleo crudo exportado «indirectamente», año a año, se le descuenta el volumen de petróleo importado (utilizados en las refinerías para la elaboración de naftas y otros subproductos). De tal manera que a los valores obtenidos en el primer ejercicio para extracción anual y reservas, se les deducirán los volúmenes netos exportados «indirectamente» en las naftas.20 Con estas especificidades se ha confeccionado el cuadro 6 y el Grafico 25, que suman el efecto tanto del ahorro por el petróleo crudo exportado como por el petróleo extraído correspondiente a las exportaciones de naftas. En ellos se vuelven a mostrar las extracciones y las reservas hipotéticas y las reales declaradas por las propias empresas. Como se aprecia, de no haberse extraído petróleo con objetivo de exportar (ni petróleo crudo ni naftas) no existirían los graves problemas de reservas de petróleo que Argentina sufre actualmente. Las reservas 19 Sólo se considerarán las exportaciones de Naftas Super, Ultra, Naftas Vírgenes y Sin Terminar. 20 En realidad, se tendrían que analizar también las exportaciones de otros subproductos del petróleo, así como la parte utilizada para la generación de la electricidad que es exportada, etc.

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Cuadro 6 Reservas y horizonte de reservas sin exportaciones (naftas y pretróleo crudo) (Hipótesis II) Reservas (declaradas)

Extracción sin Exportaciones

Descubrimientos

Reservas Hipotéticas

Horizonte de Reserva

1.989

344.623

1.990

249.608

-23.517

-67.011

254.095

10,8

1.991

267.618

-22.924

46.515

277.687

12,1

1.992

320.747

-25.300

85.375

337.762

13,4

1.993

352.441

-26.256

66.148

377.654

14,4

1.994

358.140

-29.363

44.445

392.736

13,4

1.995

379.402

-28.042

63.001

427.695

15,3

1.996

413.436

-23.168

79.604

484.131

20,9

1.997

416.734

-25.528

51.701

510.303

20

1.998

437.758

-25.774

70.172

554.701

21,5

1.999

488.280

-24.253

97.029

627.478

25,9

2.000

472.781

-22.270

29.325

634.533

28,5

2.001

457.674

-21.525

30.075

643.083

29,9

2.002

448.425

-18.756

34.568

658.895

35,1

2.003

425.213

-19.197

19.770

659.468

34,4

2.004

368.923

-20.112

-15.875

623.481

31

2.005

313.322

-19.363

-17.040

587.078

30,3

T otal -375.348 617.802 Diferencia -31.301 242.455 1989-2005 Elaboración propia. Fuente: Secretaria de Energía y Anuario YPF 1993. en miles de m3

probadas serían en el 2005 un 87% mayores a las existentes en la actualidad. El horizonte de reservas sería de 30,3 años (casi 4 veces mayor a la declarada). Según esta hipótesis, las reservas del año 2004 (sin contar el descenso de reservas por el recálculo de 2005) son las mismas que en el año 1999, en oposición de la caída del 36% que se observa según los volúmenes declarados. Esto es producto del gran aumento de las exportaciones de los subproductos desde 1999, en particular luego de la devaluación. Ya no quedan dudas de que esta caída fue provocada por la falta de reposición de los volúmenes exportados (no sólo de petróleo crudo sino también de los subproductos como la nafta) ante el abandono de las inversiones de riesgo. Los volúmenes de extracción que se «ahorrarían» de no haberse exportado petróleo ni naftas alcanzarían a los 274 millones de m3, lo que representa el 87% de las reservas declaradas de 2005. Para tener una mejor idea de las diferencias en las reservas según las hipótesis presentadas anteriormente se efectuó el gráfico 26. En él se muestran los horizontes de reservas declarados e hipotéticos (hipótesis I: Diego Mansilla / 91

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92

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GRAFICO 25 COMPARACION RESERVAS Y HORIZONTE DE RESERVAS SIN EXPORTACIONES (NAFTAS Y PETROLEO CRUDO) HIPOTESIS II

Miles de M3

Años 40

675.000 625.000 35 575.000 525.000 30 475.000 425.000

25

375.000 325.000

20

275.000 225.000

15

175.000 125.000

10

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75.000 25.000 -25.000 -75.000

5 1989

1990

1991

1992

Reservas (declaradas) Reservas Hipotéticas

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Extracción sin Exportaciones Horizonte de Reservas Hipotético

2000

2001

2002

2003

2004

Descubrimientos Estimados

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía y Anuadrio YPF 1993

2005 0

GRAFICO 26 COMPARACION DE HORIZONTE DE RESERVAS DE PETRÓLEO REALES E HIPOTETICAS 35

30

25

20

15

10

5 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

Horizonte Declarado

1997

1998

1999

Hipótesis I

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Hipótesis II

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía y Anuadrio YPF 1993

sin exportaciones de petróleo crudo e hipótesis II: sin exportaciones de petróleo crudo ni de naftas, según la metodología descripta). En el Gráfico 26 se descubre claramente de qué manera las reservas relativas (indicadas por el horizonte de reservas) se duplican bajo la hipótesis I (sin exportación de petróleo crudo) y más que se triplican con la hipótesis II (sin exportación de petróleo crudo ni de naftas). Se descubre que, mientras que los horizontes de reservas hipotéticos se alejan del declarado a partir de 1995 (con máximo en 2002), los horizontes hipotéticos se separan entre sí a partir de 2000. Esto es producto al comentado aumento del peso de las exportaciones de los subproductos, particularmente luego de la devaluación (y de las diferentes retenciones del petróleo y los subproductos). Por tanto, a pesar de que éste se trata de un ejercicio, se concluye que las exportaciones de petróleo crudo y de subproductos elaborados (naftas principalmente) fueron una de las causas de la caída de reservas, sumadas a la anteriormente demostrada falta de inversiones de riesgo para la búsqueda de recursos. Ante el abandono de las inversiones, los volúmenes extraídos para exportar no fueron repuestos por nuevos descubrimientos. Sin tener garantizado el autoabastecimiento (como lo demuestra el escueto horizonte de reservas actual) se exportaron grandes volúmenes de petróleo (186 millones de m3 según la hipótesis I y 273 millones de m3 según la hipótesis II). Como estos volúmenes de petróleo (que representan Diego Mansilla / 93

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el 58% y el 87% de las reservas declaradas a fin de 2005, respectivamente) no fueron repuestos por nuevos descubrimientos, se puede decir que Argentina procedió a exportar sus reservas petrolíferas a pesar de no poder garantizar su propio autoabastecimiento. Con este ejercicio, se descubre las verdaderas razones de la caída de reservas petroleras que sufre Argentina. No se realizaron inversiones de riesgo para encontrar nuevos yacimientos mientras que se extraía cantidades crecientes de petróleo con destino a la exportación. Esto nos habla a las claras del cambio estructural del papel del petróleo en la economía argentina. Se transformó en un commodity abandonando su carácter de recurso natural estratégico y no renovable.

Evolución del petróleo procesado De la misma manera, es posible verificar el cambio estructural en la colocación del petróleo, comprobando que los ya citados cambios en la estructura de las exportaciones energéticas tuvieron su contrapartida en cambios relativos en las cantidades procesadas internamente. Se intenta demostrar que detrás del aumento de las exportaciones se esconde un cambio en las estrategias de comercialización del petróleo. Para esto se confeccionó el siguiente Gráfico 27. Gracias al Gráfico 27, se comprueba lo supuesto sobre el comportamiento del sector postdesregulación. Las cantidades de petróleo que se destinan a la refinación nacional aumentaron levemente desde 1989, no acompañando el mayor aumento de la extracción. Asimismo, la relación entre las cantidades procesadas y las extraídas cayó con respecto al 1989. De refinarse el 96% del petróleo extraído en el año (unos 25.750.000m3) se pasa a refinarse el 77% (31.150.000m3) de la extracción nacional anual (llegando al mínimo de apenas el 61% en 1996). Resulta claro el cambio de estrategia de comercialización por parte de las empresas. Aunque todavía la mayor parte del petróleo es procesado en las plantas nacionales, la evolución nos muestra que la refinación está siendo abandonada para preferir la colocación del petróleo sin elaborar en el marcado externo. Si se comparan estos datos con la cantidad de petróleo procesado antes de la desregulación, se comprende que este cambio en el destino del crudo nacional está íntimamente relacionado con el abandono del modelo industrializador y la caída del sector industrial. A pesar del crecimiento experimentado por la economía argentina, el petróleo procesado para su uso como insumo en la industria y el transporte casi no ha aumentado. La mayor explotación petrolera se dirigió hacia el mercado externo (Ver Gráfico 20). En el año 1980, cuando apenas se había logrado el autoabastecimiento y se contaba únicamente con la limitada inversión en tecnología que la política y deliberadamente endeudada YPF podía proveer, se procesaba 94 / Hidrocarburos y política energética.

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GRAFICO 27 RELACION PETROLEO PROCESADO - EXTRACCION 190

180

170

160

150

140

130

120

110

100

90 1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

EXTRACCION

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

PROCESADO

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía. 1989=100

internamente 30.145.521m3, la misma cantidad de petróleo que en el 2001 y apenas menos que en el 2005. Sin embargo, la extracción de 1980 era mucho menor que la de 2005. Para que esto sea posible se mantenía la importación del 8% del petróleo crudo procesado (2.323.170m3). Como el petróleo era la materia prima de la industria refinadora para llegar al mercado ya procesado, se hacían grandes esfuerzos para poder cumplir con la demanda interna. Además de la refinación de casi el 100% de la extracción, se importaba petróleo crudo complementario de calidad distinta al nacional para ser procesado internamente y de esta manera poder entregar al mercado interno ciertos subproductos ya sea para consumo final o para insumo industrial. Sólo en el caso de haber sobrantes se exportaban estos subproductos. A esto se suma que en ese año la tecnología con la que disponían las destilerías fiscales distaba de ser de punta, a pesar del esfuerzo innovador que efectuaba la petrolera estatal ya que YPF se afrontaba una abultada deuda externa. Como se comentara anteriormente, este endeudamiento no fue producto de una mala administración sino que fue generado para mantener la política financiera de Martínez de Hoz. Por tanto le era difícil a YPF realizar las inversiones necesarias para actualizar su capital físico con tecnología de punta. Justamente, este atraso fue una de las citadas razones para el paso de las destilerías fiscales a manos privadas (entre noviembre de 1992 y enero de 1993) previo a la privatización total Diego Mansilla / 95

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de la petrolera estatal. Sin embargo se descubre que el sector privado nunca pudo (o no quiso) aumentar las cantidades procesadas en 1980 a pesar de que la tecnología siguió avanzando. Luego de la devaluación y el abandono de la convertibilidad, las cantidades procesadas aumentan (como ya se explicó anteriormente) casi llegando a alcanzar el valor máximo de 1999. Sin embargo, en el año 2005 apenas se refina un 16% más que en 1989 a pesar de que la extracción creció en mucha mayor medida. Además, el aumento de las cantidades procesadas es mucho menor que el de las exportaciones de derivados de petróleo. Esto provoca que cada vez una mayor proporción de los subproductos obtenidos se dirija al mercado externo. En 2003, luego de la devaluación, para evitar el aumento de los precios internos de los subproductos petroleros al ajustarse con el precio internacional, se efectuó un arreglo de los precios del petróleo entre Gobierno, empresas petroleras y refinadoras (aunque ambas partes de la cadena son dominadas por Repsol). Por este acuerdo el petróleo que se vendía a las refinadoras se cotizaba a un valor fijo de U$S 28,50 el barril (muy por encima del costo de extracción del petróleo nacional). Si bien este precio era similar al internacional cuando se instauró, rápidamente quedó atrasado. En 2004, con el precio internacional cerca de los 36 U$S por barril, el valor para el mercado interno se subió a U$S 34,50, precio que se mantuvo hasta el fin del acuerdo en 2005. A partir de entonces, el precio del petróleo que pagan las refinerías es el internacional menos la retenciones (45% ante los precios internacionales vigentes). Es decir, si bien el precio al que se vende el petróleo a las refinerías es menor al internacional, es claramente mayor (en dólares) a los presentes durante la convertibilidad y a los costos de explotación.21 Paralelamente, las retenciones a las exportaciones fueron decretadas en forma diferencial para el petróleo crudo y los subproductos (retenciones móviles entre el 25% y el 45% para el petróleo y 5% para los subproductos). Al haber cambiado los precios relativos de las exportaciones (debido a las retenciones diferenciadas del petróleo crudo y los subproductos y a los acuerdos de precios que retrasaban el precio del petróleo interno) se comienza a exportar los subproductos (principalmente naftas cuyo precio internacional creció paralelamente al del petróleo) pero sin aumentar las cantidades procesadas. Como muestra el Gráfico 28, en el año 1994 las cantidades exportadas tanto de petróleo como de naftas22 representaban entre el 15% y el 20% del total disponible. Mientras que desde 1996 la proporción de petróleo 21 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable y La apropiación de la renta: una aproximación. 22 Incluye Aeronaftas, Nafta Súper y Común, Con y Sin Plomo, Naftas Vírgenes y Otros Cortes.

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GRAFICO 28 RELACION PORCENTAJE DE EXPORTACION DE PETROLEO Y NAFTAS SOBRE TOTAL DISPONIBLE 55%

50%

45%

40%

35%

30%

25%

20%

15% 1994

1995

1996

1997

1998

1999 NAFTAS

2000

2001

2002

2003

2004

2005

PETROLEO CRUDO

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

exportado cae desde el máximo del 40% de la extracción, la proporción de las naftas exportadas sobre el total producido aumenta constantemente. De exportarse menos del 20% de las naftas obtenidas en la refinación, desde el año 2002 se exporta más del 50% de los productos elaborados. De tal manera que se observa nuevamente un cambio en la estructura de comercialización de los productos petroleros. Cuando la exportación de subproductos elaborados con cierto Valor Agregado se vuelve más rentable que la venta externa del petróleo crudo sin refinación, se comienza a comercializar estos subproductos en el exterior en desmedro de las cantidades vendidas internamente. Las mayores exportaciones de subproductos elaborados son resultado de un cambio en la comercialización de los subproductos petroleros antes que un mayor procesamiento del petróleo. No se busca aumentar el Valor Agregado de la cadena petrolera sino que se mantiene el objetivo de exportar los productos petroleros maximizando ganancias y sin tener en cuenta el valor estratégico del recurso. Cuando cambian los precios relativos, se comercializan los subproductos en el mercado internacional pero casi sin aumentar las cantidades elaboradas. Este dato pone en evidencia en qué medida, a pesar de mantener un horizonte de reservas de apenas 8 años que no garantiza el autoabastecimiento, se están exportando grandes cantidades de nuestra riqueza natural. A Diego Mansilla / 97

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pesar de que luego de la devaluación las cantidades de petróleo crudo exportado hayan caído (así como su proporción en la extracción total), esto no fue revertido. Sin que se haya aumentado las cantidades de petróleo procesado internamente, a partir del 2002 se exporta más de la mitad de las naftas obtenidas. No sólo las cantidades procesadas son casi las mismas que en 1980, como se mencionó, sino que mientras en ese año casi la totalidad de los subproductos obtenidos se dirigían al mercado interno como insumo de la industria y el transporte, en la actualidad, los subproductos se dirigen al sector externo. Si se recuerda lo descrito en el Gráfico 20 en cuanto a que el aumento de la extracción de petróleo crudo se dirigió al mercado exterior, y que más del 50% de la producción de las naftas es exportado actualmente, se llega a la conclusión de que desde la desregulación la exportación es el principal destino de nuestra riqueza natural.

Gas natural: Cambio de estrategia El gas natural ha experimentado un crecimiento de las exportaciones más tardío que las de petróleo y la proporción de la extracción que se vende al exterior es menor. Esto se debe a que, por sus características, las exportaciones de gas natural necesitan grandes inversiones de capital con largos plazos para su amortización y que por lo mismo exigen compromisos de compra y venta a largo plazo. Los elevados costos de transporte (comparados a los del petróleo) hacen mucho más difícil su exportación.23 De tal manera, recién en 1997 se iniciaron las exportaciones de gas natural a Chile, Uruguay y Brasil, creciendo año tras año desde entonces tanto en valores absolutos como relativo al total extraído. Como se puede advertir en el Gráfico 29, la balanza comercial del gas natural en estado gaseoso se transforma a partir de 1998. Mientras que las exportaciones crecen desde 1997, las importaciones van disminuyendo hasta prácticamente desaparecer en el 2000, producto de la mayor extracción. En este gráfico se observa claramente de qué manera de ser importador neto, mediante compras a Bolivia que YPF y Gas del Estado debían mantener por decisiones políticas, lo que ocasionaba perjuicios económicos 23 A diferencia de las exportaciones de petróleo crudo cuyas características técnicas posibilitan su transporte por vía marítima (siendo los oleoductos menos desarrollados), el gas natural es transportado principalmente por gasoductos ya que su transporte marítimo en barcos «metaneros» es muy costoso (se necesitan plantas industriales que licuen el gas en los puertos de salida y de llegada). Por este motivo, son necesarios contratos a largo plazo ya que una vez efectuada la inversión es imposible «salir» del negocio (ya que los gasoductos son el mejor ejemplo de «costo hundido»). Ante esto, es un error considerar al gas natural como una mercancía estandarizada ya que no existe un precio internacional. El precio de importación en cada país está muy condicionado por los costos de transporte y la localización ya que las ventas transcontinentales (o a través de largas distancias) son muy escasas.

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GRAFICO 29 BALANZA COMERCIAL DE GAS NATURAL

650

550

Millones de u$s

450

350

250

150

50

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

-50

IMPORTACIONES

EXPORTACIONES

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

a ambas empresas, a partir de 1998 Argentina se transforma en exportador neto de gas natural. En el año 2004 vuelven a aparecer las importaciones de gas natural desde Bolivia con un valor importante (68 millones de dólares) sin que esto implique una caída en las cantidades exportadas. Esto fue provocado por la tan mediática «crisis energética» vivida en los primeros meses de 2004 y en el invierno de 2005.24 La evolución de las exportaciones de gas natural y su impacto en la extracción se puede ver en el Gráfico 30. En él se observa la evolución de las cantidades exportadas, así como de la extracción nacional de gas natural. Desde 1997, año en que comienza la exportación de gas natural, se vendió al exterior el 56% del aumento de la extracción. De los 75.200 Mm3 acumulados que aumentó la explotación gasífera hasta el 2005 se exportaron 42.750 Mm3. Si bien estas cifras son menores a las del petróleo, las exportaciones de gas natural vienen creciendo año tras año en un marco de disminución de reservas (las reservas declaradas de gas natural para el 2005 fueron menores a las de 1989). Este crecimiento de las exportaciones fue posible gracias a la construcción de varios gasoductos de exportación luego de la desregulación del sector. Mientras que a partir de 1996 se comienzan a 24 Sobre el final de este trabajo se analizarán estas «crisis energéticas», para descubrir en qué medida se tratan de verdaderas crisis por faltante de gas natural y en cuanto fueron presiones oligopólicas para la redolarización de las tarifas.

Diego Mansilla / 99

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GRAFICO 30 CONSUMO INTERNO - EXPORTACION GAS NATURAL

50.000

Mm3

40.000

30.000

20.000

10.000

CONSUMO INTERNO

EXPORTACIONES

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía

realizar inversiones en nuevos gasoductos con el objeto de colocar el gas natural argentino en los mercados externos, desde la desregulación no se creó ninguno con destino al mercado interno. Los leves aumentos de la capacidad de transporte interno fueron producto de pequeñas inversiones incrementales sobre las inversiones realizadas por Gas del Estado. De esta manera, las inversiones de riesgo en nuevos gasoductos y con largos plazos de recuperación se realizan para la exportación mientras que para el mercado interno sólo se efectúan pequeñas inversiones de rápida recuperación que fuerzan al límite las anteriores inversiones estatales. Desde 1996 hasta la actualidad, se habilitaron 11 gasoductos de exportación con una capacidad total de 128,2 MMm3/día. Los primeros en habilitarse estaban dirigidos a Chile, mercado con el cual se vinculan la mayoría de los gasoductos construidos. Mientras que 2 gasoductos se encuentran en la zona austral (cuyo destino es la planta de metanol Metanex, producto que luego es reexportado), otros 2 gasoductos se encuentran en la zona central (abasteciendo el consumo industrial y residencial del Gran Santiago y aledaños) y otros 2 se encuentran en la zona norte (vinculándose principalmente con la industria minera del cobre). Desde 1999 se construyeron nuevos gasoductos con destino al Sur de Brasil. Éste es el mercado externo más dinámico y con mayor perspectiva de crecimiento ya que existe una gran demanda potencial industrial y doméstica en sus grandes ciudades. Además, tiene perspectivas de 100 / Hidrocarburos y política energética.

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crecimiento dado que el gas natural casi no ha entrado en la matriz energética brasileña. Esto es así ya que dicho país carece de producción gasífera que pueda sostener su propia demanda (a pesar de haber hecho grandes avances para el autoabastestecimiento petrolero recién logrado en 2006). Sin embargo, estas exportaciones deben competir con el gas natural proveniente de Bolivia que también ha aumentado su capacidad de transporte hacia Brasil y cuenta con mayores reservas que Argentina. Como se mencionó, desde la desregulación no se construyó ningún gasoducto dirigido al mercado interno. La expansión del sistema se generó mediante «loops» (tramos en paralelo a la trama original del gasoducto) y Plantas Compresoras (que permiten un mayor transporte en el mismo gasoducto gracias a una mayor compresión del gas). Así es como para sostener un aumento del gas inyectado del 46%, se produjo un crecimiento de los kms. de trazado del 19% y de la capacidad de comprensión de un 53%.25 De tal manera, las inversiones realizadas eran de una cuantía mucho menor y con plazos de recuperación más cortos que las necesarias para la construcción de nuevos gasoductos. Las inversiones se realizan sobre las inversiones de riesgo y de largo plazo realizadas por Gas del Estado. El último gasoducto en entrar en funcionamiento con miras al mercado interno fue el Neuba II que une Neuquén con Buenos Aires y fue inaugurado por Gas del Estado en 1988. El Gráfico 31 nos muestra el espectacular aumento de las exportaciones de gas natural con respecto al crecimiento de la extracción. Entre 1997 y el 2005, la extracción de gas natural aumentó menos de un 38%. Sólo en 2002 y 2005 (debido a la crisis energética que hizo que se retomen las importaciones a Bolivia) el nivel de exportaciones disminuyó. En este periodo las exportaciones, de no existir hasta 1997, llegaron en el 2004 a representar el 13% de la extracción nacional. Si bien los valores son menores que en el caso del petróleo, nuevamente se debe recordar que, a diferencias de las exportaciones de este hidrocarburo, las ventas de gas natural se contratan a largo plazo. Además, el horizonte de reservas de gas natural apenas es de 8,7 años y las reservas comprobadas se redujeron un 35% en el mismo período (22% sin contar la inusual caída registrada en 2005). Por tanto, es de esperar que las exportaciones continúen incrementándose en detrimento de las reservas argentinas de recursos naturales. Luego de la devaluación, el gas natural fue gravado con menores retenciones que en el caso del petróleo. La Ley Nº 25.561 del 06/01/ 2002 que incluía retenciones del 20% para el petróleo crudo, impuso una alícuota del 5% para el gas natural. Con el aumento del precio internacional y el crecimiento de las exportaciones se aumentó dicha retención al 20%. 25 «Informe de Grado de Cumplimiento de Contratos de Concesión de Distribución y Transporte de Gas natural» UNIREN.

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GRAFICO 31 EVOLUCION EXTRACCION – EXPORTACION GAS NATURAL

1.090 990 890 790 690 590 490 390 290 190 90 1997

1998

1999

2000 2001 EXPORTACION

2002 2003 EXTRACCION

2004

2005

Elaboración propia. Fuente: Secretaría de Energía. 1997=100

A diferencia del petróleo, las retenciones no generaron ninguna modificación en la dinámica exportadora del gas natural. Como se demostró, el cambio en la estrategia nacional del gas natural es aun más clara que en el caso del petróleo. En muy pocos años de ser un país importador se pasó a exportar cantidades cada vez mayores de gas natural. Para esto se realizaron 11 gasoductos con rumbo a Chile y a Brasil. A pesar de la gran importancia que reporta el gas natural en la matriz energética argentina (tanto para el consumo industrial y doméstico como para la generación eléctrica) y de que no está garantizado el abastecimiento futuro (de tener un horizonte de casi 37 años en 1988 sólo se mantiene uno de 8,7 años en el 2005), se realizaron estos proyectos de exportación de largo plazo. Sin embargo, ninguno de ellos fue objetado por la Secretaría de Energía a pesar que, según la Ley Nº 24.076, «las exportaciones de gas natural deberán (...) ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional (...) en la medida que no se afecte el abastecimiento interno».26 Esto sólo pudo haber sucedido porque, al igual que el petróleo, la concepción del gas natural como recurso energético estratégico fue abandonada luego de la desregulación.

26 Citado en De Dicco. El comportamiento del oligopolio energético que opera en Argentina sobre la oferta primaria de gas natural, IDICSO, Universidad del Salvador, Bs. As., 2005.

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La apropiación de la renta (1996-2005): Una aproximación Para terminar este capítulo, se presentará un breve estudio sobre un problema que es clave para comprender el sector petrogasífero y que normalmente no es tenido en cuenta en los estudios del tema: la apropiación de la renta del recurso hidrocarburífero.27 Si bien el concepto de «renta petrolera» es comúnmente utilizado, pocas veces se ha reflexionado sobre lo que implica su uso. El concepto de «Renta Diferencial» se consolida gracias a David Ricardo con sus «Principios de Economía Política y Tributación» de 1817. Según su definición, «la renta es aquella parte del producto de la tierra que se paga al terrateniente por el uso de las energías originarias e indestructibles del suelo».28 Las razón por la que la agricultura obtiene renta, a diferencia del resto de los sectores, es por las condiciones no homogéneas de producción, dadas las diferentes fertilidades y la existencia de un propietario (distinto al capitalista). Finalmente Marx retoma el problema de la renta de los recursos, partiendo de la teoría de la Renta Diferencial de Ricardo, completándola y dándole su versión definitiva.

Renta diferencial El concepto de «renta» de cualquier recurso se define como consecuencia de su «escasez». Mientras que el atributo esencial del común de las mercancías es su reproducibilidad, tanto los recursos naturales no renovables como la tierra obtienen una retribución extraordinaria gracias a que no pueden ser reproducidos por el hombre.29 Para la economía clásica, la renta nace de las diferentes productividades del trabajo humano en diferentes condiciones materiales. Mientras que es posible la reproducción de cualquier maquina o herramienta que haga más productivo el trabajo humano, esto no es posible con las fuerzas físico-químicas de los recursos naturales (tanto la tierra como una mina o un pozo petrolero). Pero la renta no proviene de la naturaleza por si misma, ni de las diferencias entre las productividades de los recursos. Todos los capitales hacen uso regularmente de las potencialidades naturales sin que eso genere renta. Para su existencia es necesario que las fuerzas de la naturaleza puedan ser apropiadas privadamente. Es decir, es la propiedad privada 27 Este apartado está basado en Mansilla D. «La Renta Petrolera en la Argentina (19962005)», en Realidad Económica, N° 223, Bs. As., 2006. 28 Ricardo, David. Principios de Economía Política y Tributación, editado por Piero Sraffa, Ed. Fondo de Cultura Económica, Bs. As., 2004.p. 51. 29 A diferencia de lo que declara la economía neoclásica que deduce el valor de todas las mercancías de su «escasez».

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de los recursos naturales (y la capacidad de los propietarios de ejercer ese derecho) lo que hace que exista la renta. Según la definición de Marx «dondequiera que las fuerzas naturales son monopolizables y aseguran al industrial que las emplea una ganancia excedente (...) nos encontramos con que la persona que por su título sobre una porción del planeta puede alegar derecho de propiedad sobre estos objetos naturales se apropia de esta ganancia excedente (...) en forma de renta».30 El mecanismo es el siguiente: El precio de mercado en esta rama será el «precio de producción» que permita la explotación en la «tierra» menos productiva (pozo o mina, según corresponda), otorgando la rentabilidad media a los capitales allí invertidos. El resto de las «tierras» más fértiles obtendrán un excedente en forma de ganancia extraordinaria por sobre la ganancia media del capital invertido gracias a su fertilidad diferencial. Este excedente es apropiado por el dueño del recurso natural en forma de Renta ya que la propiedad privada de los recursos naturales no reproducibles impide el «ajuste» que existiría en cualquier otro mercado o factor.31 La renta se define entonces como la «ganancia extraordinaria» por sobre el costo de producción y la ganancia normal que es apropiada por el dueño de un recurso natural. En el caso del petróleo, la Renta Petrolera Diferencial se define como la diferencia entre la productividad de cada yacimiento en particular y el «pozo marginal mundial». El precio internacional debería ser el «precio de producción» (en realidad de extracción) de ese pozo marginal mundial tal que permita valorizar a los capitales invertidos en el a la rentabilidad media. Los pozos con mejor productividad obtendrán una ganancia que será apropiada en forma de renta por quien ejerza el poder de «terrateniente» y dueño de los yacimientos (los Estados y los pobladores en general).

Renta petrolera absoluta de monopolio Sin embargo, en el caso de los hidrocarburos, hablar del precio internacional como costo del pozo menos productivo es una ilusión. El precio internacional dista de ser un precio competitivo de mercado. Su condición de insumo estratégico clave y de recurso natural no renovable, sumado a su concentración mundial en manos de un puñado de empresas y países permite un manejo monopólico que logra que el precio internacional de los hidrocarburos sea una variable más «política» y especulativa que «económica». Este poder de mercado por parte de los «terratenientes» petroleros mundiales permite que el precio internacional permanezca por encima del 30 Marx K. El Capital, Fondo de Cultura Económica, México, 2000. Tomo 3, pp. 717. 31 Esto es, los capitales invertirían en la rama con ganancias extraordinarias, lo que haría bajar los precios e igualar la ganancia a la media de la economía.

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«precio de producción» por lo que se generan ganancias extraordinarias por sobre las rentas diferenciales. «Esta ganancia excedente, nacida de un precio de monopolio, se convertirá en renta y será apropiada bajo esta forma por el propietario de la tierra (...) dotada de virtudes especiales».32 Por esto, la renta en el caso de los hidrocarburos no es sólo «Diferencial» sino que incluye «Renta Absoluta de Monopolio», generada por la diferencia entre el precio internacional y el «precio de producción» del pozo marginal. Si bien es imposible separar estos importes ya que ambos son apropiados conjuntamente por el propietario, es posible realizar su distinción analíticamente para mejorar el estudio de la renta. La diferencia entre los precios de extracción de cada yacimiento particular y el del «pozo marginal mundial» se denominará Renta Petrolera Diferencial. Este sería el precio del petróleo en un mercado competitivo en donde los capitales pudieran competir libremente. La diferencia entre éste y el precio internacional será la Renta Petrolera Absoluta de Monopolio que obtendrán todos los yacimientos por igual (aun el pozo marginal sin Renta Diferencial).

Consideraciones metodológicas preliminares Para poder estimar la renta petrolera argentina se deben conocer los costos de la industria petrolera. El problema es que éstos han sido escondidos deliberadamente por las empresas luego de la desregulación de 1989. A pesar de esto, como aproximación podemos estimarlos utilizando los balances de Y.P.F. S.A. para 1996 y 1997 y datos oficiales de Repsol (principal empresa extractora de Argentina) para los años posteriores. De esta manera el costo de extracción del petróleo se calculó sumando el costo de extracción directa o «lifting cost» más el costo de descubrimiento o «finding cost».33 Si bien internacionalmente se utiliza el dato correspondiente a un período de 3 años (es decir 2003-2005), Repsol no publica este costo para toda la serie utilizada, debiéndose utilizar el valor correspondiente al año en curso. Así por ejemplo, para el año 2005 el costo total por barril se encontró en los U$S 5,9 resultante de la suma del lifting cost (U$S 2,44) más el costo de descubrimiento o finding cost (U$S 3,41).

32 Marx K. El Capital, Fondo de Cultura Económica, México, 2000. Tomo 3, pp. 719. 33 El Lifting Cost representa los costos directos de extracción más los costos mínimos de mantenimiento. El Finding Cost incluye el «costo de adicionar reservas de petróleo y gas a través de actividades de exploración y desarrollo» A.I.E. (2006). Para este ejercicio no se consideraron ni el «total replacement cost» ni el «development cost» como se hacen en otros cálculos de la renta petrolera argentina como los realizados por UNCTAD o De Dicco, ya que ambas duplicarían los costos de desarrollo e incluyen «revisiones y mejoras» que aumentan las reservas y el costo de las compras de reservas y dominios mineros (cosa que en Argentino no ocurrió). Ver: UNCTAD. Informe sobre el Comercio y el Desarrollo 2005 Panorama General; Naciones Unidas, 2005. Y, De Dicco, R. Notas sobre el actual aumento de combustibles y el colapso energético de 2010 en Argentina; IDICSO, Serie Artículos y Noticias, Bs. As., 2004.

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Sin embargo, la utilización del finding cost puede discutirse ya que en realidad desde 1989 la inversión para el descubrimiento de nuevas reservas ha caído a niveles insospechados. Las reservas petroleras han experimentado una continua caída desde 1999 llegando a los años 2004 y 2005 con una caída de reservas mayor a la extracción anual por lo que no se recuperó un solo barril extraído. En realidad el único costo relevante debería ser el lifting cost (el costo de extraer el petróleo). A pesar de esto, se decidió mantener ambos costos entendiendo que se está subvaluando la renta petrolera. En realidad, los valores aquí utilizados se refieren al costo medio de Repsol a nivel mundial para la extracción de petróleo y gas. Sin embargo, se los considera representativo ya que el 70% del petróleo que la empresa extrae proviene de Argentina, reconociendo que al contabilizar como propios los costos de la actividad gasífera se está subvaluando la renta petrolera. En este trabajo se estimó la «ganancia normal» de los capitales que realizan la extracción del petróleo como un «mark-up» sobre los costos del 20%. Este excedente no es producto de las particularidades de la extracción petrolera sino que responde a la normal valorización del capital invertido. Obtenido el costo total por barril más el «mark-up» de rentabilidad normal se obtiene la estimación del «precio de producción».

Renta petrolera diferencial y absoluta argentina 1996/2005 Con las consideraciones metodológicas expuestas se realizó el Cuadro Nº 7 donde se estima la Renta Petrolera Argentina Diferencial y Absoluta de Monopolio para la última década.34 Como demuestra el Cuadro Nº 7, el precio de producción por barril argentino es significativamente menor que el precio de producción en las áreas marginales,35 lo que indica que Argentina recibe Renta Diferencial por la mayor productividad de sus yacimientos. En promedio, Argentina recibió U$S 14,2 por barril entre 1996 y 2004. Por el aumento de los costos internacionales, la Renta Petrolera Diferencial argentina crece año a año llegando a U$S 31,9 por barril en el 2004. 34 Al estimar la renta petrolera en dólares corrientes se intentó evitar las diferencias en el tipo de cambio. 35 El precio marginal se calculó sumando un «mark-up mundial» del 20% al costo marginal estimado según datos de la E.I.A. (Energy Information Administration del Departamento de Energía de los Estados Unidos). Esta agencia releva los costos de extracción (lifting cost) y de exploración (finding cost) de las principales compañías mundiales por área. Si bien el concepto de renta diferencial se refiere al «pozo marginal mundial» y no al «área marginal», es imposible conseguir este dato por lo que se utiliza el costo promedio regional para estimar el «precio de producción mundial». Las áreas marginales mundiales fueron Canadá, las áreas Off Shore de los Estados Unidos y Europa Occidental, según el año.

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Cuadro 7 Cálculo de Renta Diferencial y Renta Absoluta de Monopolio por Barril en Argentina

Año

Precio de Precio de Renta Precio Producción Producción Diferencial Internacio en Área Argentina Argentina nal (WT I) Marginal

Renta Absoluta de Monopolio

Porcentaje Renta Diferencial sobre Renta Petrolera 37%

1996

4,7

11,2

6,5

22,2

11

1997

4,3

12,5

8,2

20,6

8,1

50%

1998

5

14,1

9,1

14,4

0,3

97%

1999

4,4

15,6

11,2

19,3

3,8

75%

2000

3,9

15,4

11,5

30,4

15

43%

2001

4,4

17,5

13,1

25,9

8,4

61%

2002

3,4

22,7

19,3

26,2

3,5

85%

2003

3,8

21,1

17,3

31,1

10

63%

2004 Promedio 1996/2004

6,4

38,3

31,9

41,5

3,2

91%

4,5

18,7

14,2

25,7

7

67%

Fuente: Elaboración propia sobre Repsol, 2004 y 2005, Gadano y E.I.A.

Se verifica que el precio internacional se encuentra siempre por encima del «precio de producción mundial» por lo que se genera una Renta Absoluta de Monopolio. Los sucesos ocurridos en 1998, año en que se registró el menor precio internacional desde la crisis petrolera de 1973 y que fue prácticamente igual al «precio de producción» mundial, pueden ayudar a identificar la Renta Absoluta de Monopolio. Ese año se experimentó una sobreoferta de petróleo generada tanto por el incremento de la oferta (la OPEP aumentó las cuotas de extracción sumado a la duplicación de los montos exportados por Irak) como por una importante disminución en la demanda (causada por la crisis en los países asiáticos que se propagó por todo el mundo). Esta sobreoferta restó poder de mercado a los «terratenientes» por lo que se limitó su fuerza de imponer precios de monopolio. La respuesta a esta crisis fue la concentración de las petroleras privadas36 y la reducción de la oferta por parte de los países extractores. En junio de 1998 se acordó por primera vez en la historia una reducción en la oferta entre la OPEP y el resto de los principales exportadores. Se concluye que, cuando los dueños del recurso natural no pueden ejercer un poder extraeconómico de monopolio, el precio internacional deja de reportar ganancias extraordinarias y se ubica en torno al «precio de producción mundial» normado por el pozo marginal mundial. En todo momento las Rentas Diferenciales de cada pozo continúan existiendo

36 En 1998 se realizaron las fusiones de Royal Dutch – Shell y BP-Amoco-Arco; Exxon y Mobil; TotalFina y Elf ; Chevron y Texaco, entre las más importantes.

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pero las Rentas Absolutas de Monopolio (dependientes de posiciones de poder de mercado) desaparecen. En promedio, el 66% de la renta petrolera Argentina durante la última década se debió a Renta Diferencial y el 33% restante a la Renta Absoluta de Monopolio. Sin embargo, la evolución de esta relación es desigual. Por ejemplo, tanto en 1998 (con el precio internacional en casi su piso histórico) como en 2004 (con el precio internacional con máximo valor de la serie) la Renta Diferencial representa más del 90% de la Renta Total. En cambio en el año 1996 ésta representaba apenas el 43% debido al acercamiento del costo argentino al «pozo marginal» y el aumento de los precios internacionales.

Distribución de la renta petrolera argentina El próximo paso será estimar el valor de la Renta Petrolera Argentina y su distribución. La Renta Petrolera puede ser apropiada de varias maneras por los actores que se la disputan (Estado nacional, estados provinciales y ciudadanos como «dueños» de los yacimientos y el Capital Petrolero nacional o extranjero). En este estudio se estimó la distribución «primaria» de la renta por lo que se dejan de lado las redistribuciones secundarias que pudieran tener lugar.37

1 Estado nacional El primer actor que se analizará será el Estado nacional. Como se mencionó, históricamente el Estado nacional se apropiaba y redistribuía la Renta Petrolera mediante Y.P.F. Luego de su privatización en 1993 la participación estatal en la empresa fue minoritaria hasta su venta total en 1998. Para este trabajo se incluyó la apropiación de renta por la tenencia estatal de acciones de YPF para el periodo 1996-1998. Desde 1998 no existe ningún mecanismo específico a través del cual el Estado nacional se apropie de la renta petrolera. El único impuesto considerado en este trabajo será el Impuesto a las Ganancias de las empresas privadas (el 35%) sobre el importe que éstas se apropian de la renta petrolera. No se incluye el Impuesto a las Ganancias sobre las «ganancias normales» de las petroleras ya que dichos importes son abonados por el capital en cualquier rama en que se encuentre. Sólo después de la devaluación y el establecimiento de las retenciones el Estado nacional vuelve a obtener parte de la renta. Para este trabajo se estimarán las retenciones sin realizar las correcciones por gastos de corretaje y otros descuentos menores, como parte de la Renta Petrolera que es 37 Como identificar quién se apropia indirectamente de la renta recibida por el Estado vía menores impuestos, subvenciones, precios regulados, etc. Por esto, el hecho de que un actor se apropie de la renta no significa que luego pueda ser otro actor el que reciba el beneficio económico.

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apropiada por el Estado. Como se mencionó, el porcentaje efectivamente abonado es significativamente menor a lo indicado por la alícuota.

2 Estados provinciales La Constitución de 1994, siguiendo la ley 24.415 de privatización de YPF, federalizó las reservas de hidrocarburos por lo que el petróleo depende de las autoridades provinciales. Esto no significa que el resto de las provincias no se beneficien de la renta petrolera, pero lo hacen por intermedio de la distribución secundaria de la renta apropiada por el Estado nacional. El instrumento más conocido de apropiación de la renta petrolera (las regalías) corresponde en la Argentina a las provincias extractoras (mal llamadas «productoras») desde que el presidente Justo garantizara la entrada de YPF a las provincias en 1934. Desde entonces las regalías son del 12%, variando su forma de liquidación a lo largo de la historia. Luego de la Desregulación de 1989 las regalías se calculan sobre el precio internacional menos una serie de descuentos38 (entre los que se encuentran las retenciones a las exportaciones).

3 Refinadoras / consumidores Bajo este ítem se cuantificará la renta petrolera apropiada al venderse el petróleo crudo internamente a valores menores que los internacionales (pero mayores a los precios de extracción). La razón de esta disparidad es la acción deliberada del Estado (ya sea mediante regulaciones, retenciones o acuerdos de precios explícitos) que permite que los precios al interior de la economía no se alineen con los internacionales. Básicamente esta diferencia entre precios se refleja en el costo de adquisición de petróleo crudo por parte de las refinerías nacionales del que obtienen los subproductos necesarios para la industria y el transporte. En este caso se estimó esta renta como la diferencia entre el precio internacional y el precio del petróleo en el mercado interno.39 Como este ejercicio se refiere únicamente a la distribución primaria de la renta petrolera, sólo se identificará su importe. Quién se la apropia merece una investigación específica pero pueden esgrimirse algunos puntos que nos estarían mostrando cuál sería esta distribución.

38 Se consideró la fórmula para el petróleo de la provincia de Neuquén, sin contar los descuentos por gastos de tratamiento (1% aprox.) y el ajuste por calidad de crudo. Ver: Gaggero, J. y Grasso F. La cuestión Tributaria en Argentina. La historia, los desafíos del presente y una propuesta de reforma, Cefid-Ar, Documento de Trabajo Nº 5, Bs. As., 2005. 39 Obtenidos de Kozulj, R. Balance de la privatización de la industria petrolera en Argentina y su impacto sobre las inversiones y la competencia en los mercados minoristas de combustibles, CEPAL, Serie Recursos Naturales e Infraestructura, Nº 46, Bs. As., 2002. Para 1996-2001 y estimación propia para 2002-2005 sobre los acuerdos entre Nación y petroleras y el precio internacional neto de retenciones.

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Como casos teóricos podemos pensar dos alternativas. Si los subproductos se venden a precios internacionales, nos encontraríamos con la apropiación total de la renta petrolera por parte de las refinadoras. En cambio de venderse la totalidad de los subproductos en el mercado interno trasladando los menores costos, la renta estaría siendo apropiada por los consumidores de esos subproductos. Quienes se beneficiarían de esos menores costos serían, principalmente, el capital que utiliza los subproductos petroleros como insumos, así como todos los individuos que utilicen los combustibles. El Estado también puede apropiarse de parte de esta renta mediante el cobro de impuestos. Cuando se analiza el caso argentino, se descubre que la mayor parte de la renta petrolera es retenida por las refinadoras. Como primer punto, los precios de los subproductos durante la convertibilidad superaron a los internacionales,40 a pesar de ser un país con autoabastecimiento petrolero y costos lejanos de los «pozos marginales». Si bien el precio al consumidor incluye un componente tributario importante, es claro que las refinerías se apropiaron de la mayor parte de esta renta. Luego de la devaluación, los precios internos se mantuvieron por debajo de los internacionales (por lo que los consumidores comenzaron a percibir parte de esta renta). Sin embargo, todavía es posible observar que la mayor parte corresponde a las refinerías. Esto es así ya que, si bien el precio interno es menor al internacional, no llega a los niveles de otros países petroleros (aun descontando impuestos) por lo que también se estaría reteniendo renta por parte de las refinerías.41 Además, se demostró que a partir del 2002 Argentina comienza a exportar más del 50% de las naftas obtenidas.42 Con esto las refinerías logran realizar sus naftas a precios internacionales, apropiándose de la renta petrolera conseguida en los menores precios internos. De esta manera, sin analizar cabalmente cómo se distribuye esta renta obtenida por el abaratamiento del petróleo en el mercado interno se puede intuir que la mayor parte de este importe es apropiado por las refinerías (las integradas como Repsol y Petrobras y las no integradas como Esso y Shell), seguidas por el Estado por la carga impositiva que sufren los subproductos petroleros. Luego de la devaluación, los consumidores (capitales nacionales y extranjeros así como particulares) comenzaron a tomar parte de esa renta (sobre todo los capitales industriales y agrícolas que utilizan gas-oil y fuel-oil que fueron los subproductos con mayores diferencias con los precios internacionales). 40 Kozulj, R. Op. cit. 41 Las naftas se vendían en diciembre de 2005 en Argentina a U$S 0,63 por litro contra U$S 0,06 de Venezuela o U$S 0,48 de Bolivia. Ver: Herrero, F. «Sed de petróleo y gas en el futuro inmediato», en Le Monde Diplomatique, año VII, Nº 82, abril de 2006. 42 Ver 3 De recurso estratégico a commodity exportable-Evolución del Petróleo Procesado.

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4 Empresas petroleras privadas Finalmente, el último participante en la apropiación de la renta petrolera argentina son las empresas (casi en su totalidad extranjeras) que tienen el control de los yacimientos y llevan adelante la extracción del petróleo. El importe apropiado de renta por las petroleras se estimó como la diferencia entre el importe obtenido de la venta del petróleo (el internacional para las exportaciones y el interno para el vendido a las refinerías) y el precio de producción (deduciendo las retenciones y las regalías). De ese importe se descuenta el impuesto a las ganancias (35%) y la participación estatal en YPF (hasta 1998).

Distribución de la renta petrolera argentina 1996–2005 De esta manera quedan definidos los actores entre los que se divide la renta petrolera y la forma en que se realizó la presente estimación. Con esta metodología se estimó la distribución de la Renta Petrolera Argentina 1996–2005 en dólares corrientes (Cuadro Nº 8). De acuerdo a la metodología propuesta, se ha estimado la distribución de la Renta Petrolera Total. Como se observa, las empresas petroleras fueron las grandes apropiadoras de la renta petrolera argentina durante la última década. En promedio obtienen U$S 3.057 millones anuales (el 46,8% de la renta) llegando a más del 50% desde 1999 al 2002. En el año 2005 se Cuadro 8 Distribución de Renta Petrolera Argentina 1999-2006 (en millones de dólares corrientes) Estado Nacional

Renta Estados Empresas Refinadoras / Petrolera Provinciales Petroleras Consumidores T otal

1.996

1.587

620

2.322

464

4.993

1.997

1.600

635

2.497

239

4.971

1.998

797

412

1.251

432

2.892

1.999

1.173

544

2.179

468

4.364

2.000

2.181

880

4.051

338

7.450

2.001

1.800

763

3.342

203

6.107

2.002

2.113

605

3.175

385

6.277

2.003

2.348

692

3.588

740

7.368

2.004

2.579

744

3.667

1.935

8.924

2.005

3.344

868

4.495

3.293

11.999

Promedio 1996/2005

1.952

676

3.057

850

6.535

Fuente: Elaboración propia

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apropiaron de casi U$S 4.500 millones, cifra que superó el máximo del 2000 (en ambos casos debido a los aumentos en los precios internacionales). Mientras tanto las provincias apenas obtienen el U$S 676 millones (10,3%). A pesar de que el importe pagado como regalías ha aumentado, su participación viene cayendo. Del 12,7% en promedio durante la convertibilidad, en 2005 apenas se apropian del 7,2% de la renta. Si bien la ley estipula las regalías a las provincias en el 12% del valor del petróleo extraído, las provincias apenas obtuvieron el 10% del valor del petróleo extraído durante la última década. Esto fue agravándose desde 1996 y se intensificó luego de la devaluación. En el año 2005 las provincias apenas recibieron el 8% del valor del petróleo extraído.43 De cumplirse con el 12% efectivo, las provincias hubieran obtenido U$S 381 millones en el 2005 y aproximadamente U$S 1.411 millones desde 1996. Las Refinadoras/Consumidores recién toman importancia en la distribución luego de la devaluación. Es en los últimos años cuando toma real relevancia: en 2004 se apropiaron del 22% de la renta (U$S 1.935 millones) y del 27% (U$S 3.293 millones) en el 2005. Esto se debe a que el gran aumento del precio internacional de ese período no se trasladó al precio interno del petróleo (por los acuerdos firmados por el gobierno con las petroleras y el aumento en las retenciones). Es verosímil suponer que aproximadamente la mitad de este importe es apropiado por las refinadoras (la mayor parte en manos de las propias petroleras). Como consecuencia, la mayor parte de la renta se encuentra totalmente concentrada en las empresas petroleras. La participación del Estado nacional rondó el 30% de la renta durante toda la década, por lo que su recaudación tuvo la misma evolución que la renta total con un máximo de U$S 3.344 millones de dólares. Sumando la participación del Estado nacional y de los estados provinciales, el sector estatal obtuvo U$S 2.628 millones anuales en promedio durante la década, lo que representa el 40% de la renta. Sin embargo en 2005, a pesar de aumentar el importe recaudado (U$S 4.211 millones), apenas lograron acumular el 35%. Las conclusiones son casi inverosímiles. La renta petrolera (a la cual se debería agregar la renta gasífera) de sólo un año alcanzaría para compensar al monto de la tan publicitada cancelación de deuda con el FMI (unos 9.500 millones de dólares). Si Argentina se apropiara del 100% de la renta petrolífera, duplicaría las reservas internacionales del BCRA en sólo 3 años. Si el Estado nacional no permitiera que empresas privadas obtengan 43 Como se mencionó anteriormente, el valor de las regalías se calculó sobre la base del crudo extraído de la provincia de Neuquén. Sin embargo, el crudo neuquino es uno de los más livianos (por tanto más apto para la refinación y por tanto mejor cotizado). Los crudos más «pesados» sufren un descuento sobre este valor por lo que el monto recibido es en realidad mucho menor al estimado.

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el 38% de la renta petrolera, con esos 4.500 millones de dólares casi se podrían duplicar los Gastos de Consumo (incluidas las remuneraciones) de la Administración Nacional (según el Presupuesto 2006). La Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Comercio y el Desarrollo (UNCTAD) con sede en Ginebra en su Informe Anual 2005 sobre el Comercio y el Desarrollo ha realizado un cálculo similar. En cuanto al costo por barril, como se mencionara anteriormente, la UNCTAD calcula un costo total más alto desde 2001 (de U$S 6,10). La UNCTAD estima en este informe la renta petrolera para Argentina desde 1999 hasta 2004. En este período, la renta se ha multiplicado por tres. De 2.373 millones de dólares en 1999 pasó a 7.132 millones en el 2004. Sin embargo, el porcentaje de esa renta que es apropiado por el Estado cae del 41,5% en 1999 al 36% en el 2004. En el mismo sentido, Kozulj calcula el porcentaje de la renta apropiado por el Estado en el 38,2% para el 2000.44 Estos datos son totalmente congruentes con los cálculos efectuados en el presente trabajo tanto para la renta como para el porcentaje apropiado por el Estado y las provincias (41% para el 2000 y 37% para el 2004). Además, al presentar diferentes metodologías, las diversas estimaciones no son comparables entre sí pero todas coinciden en demostrar que el Estado está perdiendo cada vez mayor participación en la renta petrolera en detrimento de las empresas privadas. El informe de la UNCTAD junto con el cálculo para Argentina, estima la renta para Ecuador, México y Venezuela. Las diferencias con Argentina son abismales en lo que se refiere a la apropiación de la renta petrolera. En Ecuador el Estado obtiene cerca de dos terceras partes de la renta gracias a su empresa estatal (Petroecuador) y a las regalías (entre 12,5% para los pozos de baja extracción y 18,5% para los más productivos). En el caso de México, el gobierno se apropia de casi el 100% mediante varios impuestos sobre la petrolera estatal PEMEX. Para el 2004, la renta petrolera mexicana habría llegado a los 29.759 millones de dólares (casi 3 veces mayor que la estimación para Argentina). Venezuela recibe también dos terceras partes de la renta mediante las regalías (normalmente 16,7% salvo para el petróleo «extra pesado» del Orinoco), impuestos y los dividendos de la estatal PDVSA. Las empresas privadas reciben sólo el 9% de la renta, beneficiándose con el resto a los consumidores. Igualmente, se preparan cambios para aumentar el porcentaje de participación de PDVSA en las «joint ventures» con empresas extranjeras a por lo menos el 51% y un aumento de las regalías al 30% para el petróleo común y al 16,6% para el petróleo «extra pesado» del Orinoco (actualmente es del 1%). Es decir, el

44 Kozulj, R. Op. cit.

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porcentaje de apropiación por parte del Estado venezolano subirá en desmedro de las empresas privadas (la mayor parte extranjeras). Mientras que en América Latina se mantiene el peso de los estados en la apropiación de la renta del petróleo, Argentina ha entregado la riqueza natural y sus beneficios a las empresas privadas. El 40% de la renta apropiada resulta irrisorio si se lo compara con el porcentaje de los otros países de América Latina. Lo mismo se puede decir del 8% real de regalías cobradas en 2005 contra los valores existentes en el resto de Latinoamérica. Esto es producto de la desregulación y la entrega de la petrolera estatal a manos de empresas extranjeras. Como ya se mencionó,45 antes de las privatizaciones y el abandono por parte del Estado del mercado petrolero, YPF era quien dominaba el petróleo y el gas natural para beneficio de los argentinos. Sin ir más lejos, se mostró el cálculo que estima para 1988 que el 82,1% de la renta petrolera era apropiada por el Estado argentino mediante regalías a las provincias productoras, impuestos y las ganancias de YPF. En pocos años, la renta del petróleo ha aumentado considerablemente (gracias al aumento de la extracción y los mayores precios internacionales) pero el Estado (es decir los argentinos) recibe cada vez menos por la pérdida de la riqueza natural de un recurso no renovable. Si bien esta es una aproximación al tema y el cálculo de la renta apenas un ejercicio, demuestra claramente que es vital la recuperación de la renta de los recursos hidrocarburíferos y su puesta al servicio de la Nación. El problema de la apropiación de la renta debe ser primordial para la defensa de los intereses de los argentinos. La recuperación de la renta nacional debe ser una de las consignas principales para obtener la soberanía económica nacional.

Análisis del upstream: Conclusiones Se ha analizado el sector hidrocarburos para descubrir que desde la desregulación, se ha llevado a cabo una estrategia mucho más extractiva que la existente anteriormente. Se privilegió la extracción por sobre la búsqueda de reservas mediante inversiones de riesgo tanto para el petróleo como para el gas natural. Se comprueba que sólo se buscó maximizar la extracción presente para su exportación sin importar el mantenimiento ulterior del recurso. Las reservas cayeron ante un gran aumento de la extracción provocando una significativa caída en el «horizonte de reservas» y se relegaron las inversiones de riesgo en exploración de nuevos yacimientos con relación a las inversiones en extracción de las reservas ya conocidas. Además, el aumento de la extracción se dirige preponderantemente hacia el exterior. El petróleo crudo, pasa de venderse en su totalidad en el mercado interno a representar uno de los dos productos más exportados de la Argentina. Esto fue posible ya que la relación entre exportaciones 45 Ver 1 Historia del Petróleo y el Gas natural Argentino.

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y extracción de petróleo se multiplicó hasta el 2001 unas 16 veces desde la desregulación. Contrariamente, las cantidades procesadas fueron las mismas en ese año que en 1980 cuando apenas se lograba el autoabastecimiento y se necesitaban importaciones de petróleo para sostener la demanda interna. Esto provoca que las proporciones del crudo que se destinan al refinamiento sean cada vez menores, lo que nos habla de un cambio en la estrategia de comercialización del petróleo. En cambio, luego del 2001 cambia la estrategia de comercialización pero manteniendo el objetivo de vender los hidrocarburos argentinos en el mercado internacional. Con la devaluación y la caída de la convertibilidad se instauran las retenciones a las exportaciones con el propósito de retener parte de las ganancias extraordinarias provocadas por el abandono del tipo de cambio fijo. Mientras que se instaura un nivel de retenciones móviles para el petróleo crudo que van del 25% al 45% (dependiendo del precio internacional), los subproductos procesados sólo tienen una retención del 5%. Con esto se revierte la relación exportadora, manteniendo constante las exportaciones de petróleo crudo y aumentando las exportaciones de los subproductos procesados tanto en cantidades absolutas como relativamente al total de las exportaciones energéticas. Las cantidades de petróleo crudo procesados internamente aumentan llegando al máximo post-desregulación y recuperándose con respecto a la extracción (aunque sin llegar a los niveles anteriores a la desregulación). Con respecto a las exportaciones de gas natural, si bien comenzaron recién en 1997 y no detentar la importancia del petróleo en las cuentas nacionales ni en la proporción de la extracción nacional, son igual de relevantes en el modelo energético exportador. Esto se debe a sus características especiales ya explicadas (contratos a largo plazo, grandes inversiones, alta carga de los costos de transporte en el costo total) como a sus menores reservas tanto absolutas como relativas (demostrado con la caída de las reservas comprobadas como del horizonte de reservas) sumado a las «crisis energéticas» del 2004 y 2005, que impusieron la necesidad de importar gas natural de Bolivia y fuel-oil de Venezuela a valores mayores que lo significaría su extracción local.46 Se demostró que las modificaciones de los hidrocarburos en la estructura económica fue producto de grandes cambios en el funcionamiento del sector. Por ejemplo, la pérdida de eslabonamientos productivos con los sectores industriales es obra del aumento de las exportaciones de petróleo (sin procesar primero y luego de la devaluación en las naftas y otros subproductos). Es decir, del cambio en la proporción exportación–refinamiento del petróleo y de la exportación de los 46 Como ya se comentó, este tema se desarrollará más claramente al final del presente trabajo.

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subproductos obtenidos. Esta alteración en los fines económicos del petróleo fue provocada por el ya comentado cambio del papel del petróleo de recurso estratégico a mercancía. Cuando se abandona la regulación estatal del sector para dar paso a las decisiones del «mercado», las empresas privadas tratan de maximizar sus ingresos mediante el aumento de la extracción y buscando la salida del petróleo en los mercados externos. De la misma manera, el nuevo rol de mercancía exportable sin ningún carácter estratégico es la explicación de la extranjerización casi total del petróleo argentino (totalmente impensable pocos años atrás). Los cambios sufridos por el sector fueron totalmente funcionales a la implementación del modelo de valorización financiera. Cada vez se procesó internamente menor proporción de petróleo para su exportación sin elaboración previa. Esto fue parte importante, tanto de la pérdida de Valor Agregado de la producción nacional como de la primarización general de las exportaciones nacionales. Además, la desregulación permitió la privatización y extranjerización casi total de la extracción, la renta del recurso y las mismas reservas, entregando el control del petróleo y del gas a empresas privadas extranjeras. A estas empresas se le permitió maximizar sus ganancias en el corto plazo, aumentando la extracción casi indefinidamente con destino a la exportación sin procesamiento ni Valor Agregado y relegando las inversiones productivas de riesgo para mantener el recurso natural. Los hidrocarburos, recursos vitales dentro de la estructura del modelo industrializador como insumo del sector industrial, fueron convertidos en funcionales al plan extranjerizador y de abandono de las bases productivas de la economía.

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4 Desregulación y privatizaciones «Nos animaba la firme decisión de que el petróleo, y en general el sector energético, debía convertirse en una de las piedras basales de la Revolución Productiva a la que habíamos convocado a nuestros compatriotas». Carlos Saúl Menem, enero 1991

Para terminar de demostrar la hipótesis presentada, nos queda dar paso a un último punto: Comprobar que el cambio en el rol del petróleo y el gas dentro de la estructura económica argentina, totalmente emparentado con la pérdida de todo valor estratégico, fue provocado directa e intencionalmente por el Estado. Se sostendrá que la desregulación del sector y la posterior privatización de YPF y Gas del Estado tuvieron el objetivo implícito de provocar los cambios descriptos en el sector hidrocarburos. Para esto se desarrollará una breve descripción de las medidas con las que se llevó a cabo la desregulación y las privatizaciones de YPF y GdE y de su evolución posterior. En el capitulo 1 se repasó brevemente la historia del sector petrolero y gasífero hasta 1989.1 Esta división no es casual. Con la asunción de la administración Menem, se produce una profundización en el proyecto neoliberal que representará un quiebre definitivo en la historia petrogasífera argentina y que cambiará definitivamente el papel de los hidrocarburos. Para entender cuál era la descripción del mercado energético que hacía la nueva administración, nada mejor que leer los acuerdos firmados con el Fondo Monetario Internacional. Así se demuestra que la mirada con que se analizaba al mercado energético fue siempre desde el paradigma neoliberal que pregonaba el retiro del Estado y la definitiva adopción del mercado como correcto asignador de los recursos (aun de recursos naturales estratégicos como los hidrocarburos). El acuerdo firmado en junio de 1991 declara que «En el sector energético, una combinación de intervención estatal, complejas tributaciones y control de precios han distorsionado los precios relativos y obstruido la eficiente asignación de recursos».2 Puntualmente en el caso de los hidrocarburos, 1 Ver el capítulo 1. Historia del Petróleo y del Gas natural Argentino. 2 Acuerdo firmado con el F.M.I. el 28 de junio de 1991 por Domingo Cavallo como Ministro de Economía y Roque Fernández como presidente del B.C.R.A. Por esos detalles de las «relaciones carnales» y el ocultamiento de información, sólo se consigue en inglés (traducción del autor) . Para un análisis más completo véase Mansilla, D. y Tumini L. Un análisis del acuerdo con el FMI: ¿Un nuevo rumbo o el mismo camino?, Centro Cultural de la Cooperación–Cuaderno de Trabajo, Nª 45, Ediciones del Instituto Movilizador de Fondos Cooperativos, Bs. As., 2004.

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la Secretaría de Energía hizo un «Diagnostico» en julio de 1990 donde considera que: «En la actualidad, el valor de los hidrocarburos está dado más por su valor actual presente, es decir su valor económico, y no tanto ya por su valor estratégico».3 Como se había mencionado anteriormente, la desregulación comenzó en el año 1989 apenas unos meses después del cambio de gobierno, lo que demuestra la importancia que tuvo la modificación del sector hidrocarburífero para el modelo que se buscó imponer. Las Leyes y Decretos que dieron forma a la nueva estructura del sector se dividen en dos clases: generales y específicamente dirigidos a los hidrocarburos. Los generales incluyen a las diversas medidas tomadas para consolidar el cambio de modelo de acumulación que revolucionaron a toda la estructura productiva. Incluimos a las Leyes de Reforma del Estado (Nº 23.696) y de Emergencia Económica (Nº 23.697) y a los Decretos Nº 1.224/89 de suspensión del Compre Nacional y Nº 1225/89 de Régimen de Inversiones Extranjeras (establece la igualdad de trato a las inversiones extranjeras y a las nacionales, con el objetivo de atraer este tipo de capitales), por ejemplo. En el sector, estas leyes y decretos tuvieron como consecuencia que se permitan las inversiones extranjeras en el sector petróleo y gasífero con igual trato que los capitales nacionales permitiendo a empresas extranjeras ser concesionarias de áreas petroleras (posibilidad históricamente vedada); que se derogue la obligación de comprar insumos nacionales y se imponga a YPF el otorgamiento de nuevas concesiones de exploración y explotación al igual que la licitación de «asociaciones» en sus áreas centrales, entre otras, además de ser las leyes «rectoras» sobre las que se basaron las privatizaciones y la desregulación energética. Los decretos específicos del sector hidrocarburos se refieren tanto a la estructura del Upstream petrolero y gasífero (principalmente, con relación a YPF y los «derechos» de las empresas privadas) como a la privatización final tanto de YPF como de Gas del Estado. Primeramente se analizará las características de los cambios en el sector Upstream (común tanto al gas como al petróleo) para luego estudiar el proceso por el cual YPF pasa al sector privado en sucesivas etapas para luego profundizar en el desmembramiento y privatización de Gas del Estado y sus consecuencias. Como se mencionó, los decretos que revolucionaron las «reglas de juego» se crearon con el objetivo de dar un nuevo marco regulatorio a la actividad, reglamentando la anterior Ley de Hidrocarburos N° 17.319. Sin embargo, lo que hicieron estos decretos fue cambiar drásticamente el sentido de esta ley. Los decretos que implementaron la desregulación 3 Citado en Kozulj, R.;Bravo, V.

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el sector petrolero y gasífero, fueron los N° 1.055/89, N° 1.212/89 y N° 1.589/89, que luego fueron perfeccionados y ampliados mediante una serie de decretos y resoluciones adicionales. Mediante estos decretos, se redefinió totalmente la estructura del mercado. Entre los resultados más importantes: Se establece la libre disponibilidad, exportación e importación del petróleo crudo, eximiéndolo del pago de cualquier tipo de arancel o retención; se elimina la «mesa de crudos» que distribuía el petróleo entre las refinadoras por la libre adquisición y otorga libertad de comercialización de petróleo crudo y derivados; se desregulan todos los precios intermedios y finales del mercado; se permite la libre instalación de refinerías y bocas de expendio; se autoriza la libre convertibilidad en divisas de los ingresos (sean por ventas internas o externas); se licitan áreas centrales y áreas marginales de YPF y se convierte a los contratos de exploración y explotación en concesiones o asociaciones; se genera un sistema por el cual las propias empresas debían declarar el nivel de reservas sin ningún control por parte del Poder Ejecutivo; se pone a la venta parte de los activos de YPF incluyendo refinerías, buques, ductos, etc.4 El Decreto 1212/89 estipulaba además en su artículo 18 que se presentaría un proyecto de ley para anular la restricción de 5 concesiones por persona jurídica de la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319. Sin embargo, esta ley nunca se presentó por lo que la restricción nunca fue derogada. A pesar de eso, este punto nunca fue controlado. Por ejemplo, en el año 2005 la empresa Petrobras contaba con 39 concesiones, Pioneer Natural Resources con 20, Vintage Oil con 19, Chevron con 17 al igual que Tecpetrol, Pan American con 12 y Repsol con 57 (aunque en este caso se discute si corresponde aplicar la eximisión otorgada por la ley 24.145 a Y.P.F. S.E.).

La Privatización de YPF La desregulación del sector petrolero no era sino una parte del plan de modificación del sector que necesitaba la privatización de YPF. A partir de 1989, se comenzaron a suceder leyes y decretos que atacaban directamente a la petrolera estatal con el objetivo de desarticularla, achicarla y finalmente venderla. Mediante el Decreto 2778/90 (Transformación de YPF en S.A.) se terminó de crear la base legal de la nueva estructura del mercado petrolero. Este decreto dictaminaba que YPF dejaba de ser una empresa estatal para convertirse en una sociedad 4 El 6 de noviembre de 2006 el MORENO (Movimiento por la recuperación de la Energía Nacional Orientadora) presentó un recurso de amparo solicitando la inconstitucionalidad de la ley de Reforma del Estado (Nº 23.696) y de los Decretos desreguladores (Nº 1.055, Nº 1.212 y Nº 1.589). Ver texto del Recurso en MORENO (Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora). «La Causa del MORENO. Defensa del petróleo argentino», Bs. As., 2007.

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anónima de capital abierto, con cotización en Bolsas de Valores y recibiendo inversiones tanto de nacionales como extranjeras. Además, YPF debía reestructurarse manteniendo únicamente los «activos estratégicos» y vendiendo el resto. Esto hizo que YPF deba desprenderse en poco tiempo de tres destilerías (Campo Durán, San Lorenzo y Dock Sud), equipos exploratorios, oleoductos, transporte marítimo y del centro de investigación y desarrollo tecnológico. Además, el plan de reestructuración de la petrolera incluyó el ajuste de los puestos de trabajo. A pesar de que la razón argumentada de estas ventas era hacer más eficiente a la «sobredimensionada» YPF, el objetivo era continuar achicando la empresa, desarticulándola y para «malvenderla». Se pasaron grandes negocios al sector privado restringiendo la capacidad económica de YPF para permitir su posterior venta (justificada en la necesidad de limitar la posición monopólica que mantenía la petrolera estatal). En realidad, se transformó YPF para optimizar su rendimiento como empresa privada y para maximizar el valor presente de sus inversiones. Los decretos desreguladores fueron los que confeccionaron el marco legal sobre el cual se construyó el nuevo mercado petrolero. Se creó un sector privado mucho más fuerte gracias a las continuas privatizaciones de activos de YPF y la transformación en concesiones de los antiguos contratos (de «locación», de «obra» o de «servicios»), con libre disponibilidad del petróleo extraído y sin ninguna preocupación por las reservas. Como uno de los objetivos de la desregulación fue la alineación de los precios internos con los internacionales, el mercado no mantuvo ninguna regulación de los precios. El Estado finalmente abandona toda actividad regulatoria, dejando que las «fuerzas de mercado» se hagan cargo de los precios y las estrategias de explotación, extracción, exportación y consumo.5

...y su posterior extranjerización La última modificación al sector petrolero se impuso mediante la Ley 24.415. Esta ley, dictada el 6 de noviembre de 1992, federalizó las reservas de hidrocarburos transfiriéndolas a las provincias y dispuso la privatización de YPF. La federalización de la propiedad de las reservas de hidrocarburos fue confirmada posteriormente en la reforma a la Constitución Nacional de 1994 (totalmente opuesta a la anterior Constitución de 1949). La privatización de YPF se efectuó transformando la empresa en Sociedad Anónima. El Estado nacional mantendría una parte del capital accionario, distribuyéndose el resto de las acciones entre las provincias petroleras, los trabajadores de la empresa por PPP (Programa de Propiedad Participada) y los jubilados (como pago de deudas provisionales 5 Según palabras del por entonces Ministro de Relaciones Exteriores Guido Di Tella en el encuentro «Privatizaciones en Argentina» refiriéndose a la transformación de la Argentina: «va a generar un marco para que los empresarios hagan lo que se les de la gana». Citado en MORENO. Op. cit.

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del Estado nacional). Rápidamente en 1993 YPF, la empresa más grande del país (a pesar de todas las desarticulaciones que debió sufrir), fue transferida al sector privado mediante la venta de la mayoría de esas acciones. El Estado mantenía sólo un 20%, siendo el 46% del sector privado.6 Las acciones de YPF se tomaron con un valor de U$S 19. El Estado recaudó 3.040 millones de dólares por el 45,3% de la empresa. Esto significa que al momento de la privatización, el Estado valuó (o mejor dicho subvaluó) a la empresa en apenas 6.711 millones de dólares. Como ejemplo para poner en contexto este monto, es aproximadamente el importe de 20 meses de ingresos de la empresa.7 Es decir, se valuó la empresa (no sólo su capital físico sino que también a todos sus yacimientos y reservas) en menos de dos veces su facturación anual. Posteriormente, presionados por las altas cotizaciones y la necesidad de liquidez, tanto las provincias como los jubilados y trabajadores fueron vendiendo sus tenencias al sector privado, que logró la mayoría del paquete accionario en muy poco tiempo. Finalmente en el año 1998, la empresa española Repsol se hizo cargo del control de la antigua empresa estatal comprando 15% de las acciones del Estado. A lo largo de 1999, Repsol termina de comprar el 75% perteneciente al sector privado, además de las acciones que mantenían tanto las provincias como el Estado, por lo que pasó a controlar el 98,3%. Repsol compró en 1999 por U$S 44 las acciones que apenas 6 años atrás el Estado había tasado en U$S 19 (un aumento del 131% en 5 años). Consecuentemente, al momento de la compra por Repsol, la empresa fue valuada en más de 15.000 millones de dólares, es decir más que el doble de la valuación hecha por el Estado al momento de su privatización. Esto nos muestra la clara subvaluación de la que fue producto YPF en su privatización. Según datos de Kozulj (2002), por la privatización total de YPF en todas las sucesivas etapas (ventas de activos, licitaciones de áreas centrales y periféricas, la primera venta de acciones y la compra de Repsol al Estado nacional), se logró recaudar unos 20.268 millones de dólares. Sin embargo el Estado nacional sólo percibió 7.950,50 millones y 1.000 millones las provincias, es decir el 40% del total. Del resto (nada menos que 11.317,50 millones) la mayor parte fue para inversionistas privados (mayoritariamente extranjeros) mientras que los trabajadores y jubilados que fueron acreedores de parte de las acciones, vendieron 6 Si bien tanto los jubilados y los trabajadores pertenecen al «Sector Privado», se denomina de esta manera únicamente a los inversores (personas físicas o empresas) nacionales y extranjeras. Esto es así ya que ninguno de los dos grupos veía a YPF como una inversión, sino que sus acciones les fueron adjudicados como pago de deudas. 7 Según la Memoria 1993 de Y.P.F. S.A. en 1992 la petrolera había facturado cerca de 4.000 millones de dólares y las utilidades de 1993 alcanzaron los 700 millones de dólares.

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rápidamente sus tenencias de acciones y recibieron muy poco.8 Esto provocó que el 55% de lo recaudado sea remitido al exterior. Esto incluye tanto las ganancias de capital por la compra de acciones de los «no residentes» como por la emisión de los fondos de los propios residentes (no sólo privados sino que además se encuentran los polémicos fondos que la provincia de Santa Cruz bajo la gobernación de Kirchner mandó al exterior).

La nueva Repsol-YPF La compra de YPF por Repsol termina el ciclo de ataques a la petrolera estatal comenzado durante la dictadura y fortalecido luego con la desregulación, significando la privatización y extrajerización casi total del petróleo argentino. Gracias a la privatización de activos y reservas y al ya comentado «recálculo» de la consultora Gaffney, Clines & Asociados que hizo caer el nivel de reservas de petróleo y gas un 28% en 1990, se «desarticuló» a YPF, permitiendo su venta. Sin el ajuste producido luego del pasaje a sociedad anónima, la compra de YPF por Repsol hubiera sido imposible ya que la petrolera argentina era varias veces más grande que la española. Por ejemplo en 1991 (a pesar de que varios yacimientos ya habían pasado a manos del sector privado y el recálculo de las reservas por parte de la consultora), YPF era la empresa petrolera N° 29 del mundo y mantenía más de 3 veces las reservas petroleras de Repsol, que apenas ocupaba el lugar N° 44. Por esta diferencia, Repsol debió endeudarse enormemente para comprar la YPF «residual» de 1999, de mucho menor valor que en 1989. Su relación deuda neta/acciones pasó del 58% al 137% luego de la operación. La importancia que tiene YPF para la española Repsol puede verse en los datos oficiales del balance de la empresa. La distribución geográfica de los resultados de la empresa se observa en el gráfico 32. En el año 2004, de los 4.547 millones de euros de resultado operativo (es decir, de ganancias netas antes de impuestos), el 47% fue obtenido en Argentina (unos 2.137 millones de euros). Este porcentaje llega al 63% si se le agrega el resto de los países de Latinoamérica. Mientras tanto sólo el 30% fue logrado en España. Sin embargo, Argentina representa sólo el 15% de los ingresos operativos mientras que España el 67%. Esto significa que mientras que en Argentina el resultado operativo es el 34% del ingreso, en España el resultado sólo representa el 5%. En nuestro país uno de cada tres pesos de ingreso es dirigido al excedente de la empresa.9 8 Al importe recibido por el Estado nacional se le debería descontar el monto correspondiente a la Indemnización Ley Nº 25.471/02 a los ex agentes de YPF que no pudieron acogerse oportunamente al PPP que consistió en otorgarles Bonos del Estado (Bocones Proveedor PR12). 9 No fue posible usar el balance 2005 de Repsol ya que el mismo no presenta diferenciados los números para Argentina, pero la tendencia se mantiene para Argentina, Bolivia y Brasil (ABB) generando el 36% del resultado operativo con sólo el 18% de los ingresos lo que indica que el 24% de los ingresos fueron a resultado contra 6% de España.

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GRAFICO 32 DISTRIBUCION GEOGRAFICA SEGÚN BALANCE DE REPSOL AÑO 2004 100%

5%

7% 90%

22%

13% 16%

80%

15% 70%

19%

60%

47% 50%

20%

40%

67% 30%

20%

39% 30%

10%

0%

Resultado Operativo

España

Ingresos Operativos

Argentina

Resto Latinoamerica

Inversiones

Resto Mundo

Esto está demostrando que, si bien Argentina no genera los mayores ingresos, es quien produce la mayor parte de los beneficios. Esto es posible dada la mayor relación resultado-ingreso. Además, Argentina sólo recibe el 20% de los 3.747 millones de euros de inversión (casi el mismo porcentaje que se dirige al resto de los países de Latinoamérica). La propia España representa el 39% de la inversión total mientras que el 22% se dirige al resto del mundo. Es decir, que mientras nuestro país (y nuestra riqueza natural) genera la mayor parte del excedente de Repsol, la empresa redistribuye esa ganancia y genera inversiones en otros lugares. Comparando su funcionamiento con las petroleras más grandes del mundo, se descubre que los resultados sobre ventas de Repsol exceden los del resto de las compañías. Mientras que las 20 petroleras más importantes obtuvieron entre 1993 y 2000 un porcentaje de beneficios sobre ventas entre 3,3% y 8,3%, Repsol obtuvo en el mismo período valores entre 7,2% y 17,9%.10 Por tanto, se concluye que los beneficios que obtiene Repsol (la mayor parte provenientes de Argentina) son mucho mayores a los de las principales compañías petroleras del mundo. 10 Azpiazu, D. Las Privatizaciones en la Argentina. Diagnóstico y Propuesta para una Mayor Competividad y Equidad Social, Fundación OSDE, Bs. As., 2002.

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Si el análisis se suscribe a la exploración y explotación de los hidrocarburos, se repite el peso decisivo de nuestro país en la estructura de Repsol. Al 31/12/2005, Argentina representaba el 49% de las reservas probadas de la empresa, seguida por Trinidad y Tobago (20,3%) y Bolivia (18,2%). Las reservas en España representan menos del 1% del total. En cuanto a la extracción anual, en el año 2004 Argentina generaba el 70% del petróleo y el 60% del gas natural. Es decir que las reservas argentinas están siendo sobreexplotadas con relación a las reservas de Repsol en otras partes del mundo. Del resultado operativo de 2004, por exploración y explotación (que representa el 58% del resultado total) se obtuvo el 64% en Argentina y el 24% en el resto de Latinoamérica. Es decir, para Repsol, la compra de YPF fue de vital importancia. Luego de varios años de caídas de reservas, Argentina representa casi la mitad de las reservas de hidrocarburos de la empresa (que carece de reservas en su propio país). Además, YPF genera la mayor parte de la extracción total de petróleo y de gas (a pesar de que la extracción nacional cae en forma sostenida), produciendo el 64% del excedente en exploración y explotación y casi el 50% del resultado total. Con la privatización de YPF se cierra el ciclo de ataques contra los intereses nacionales sobre el petróleo argentino desde su descubrimiento en 1907 y contra la petrolera estatal desde su nacimiento allá por 1922, la cual no podría haber sido llevado adelante sin la desregulación del mercado petrolero y el clima antiestatista y neoliberal de los 90.

Consecuencias de la desregulación en el upstream Las modificaciones que se efectuaron en la legislación que implementaron la desregulación y que comenzaron con los decretos de 1989 y 1990 tuvieron el objetivo implícito de provocar el cambio en el rol de los hidrocarburos (principalmente del petróleo pero también del gas natural) y la pérdida de su carácter estratégico. Analizando lo establecido por los decretos desregulatorios, se observa que la idea que los une a todos es la del retiro absoluto del Estado del sector petrolero y gasífero, como actor y como regulador. Se busca abrir el mercado petrolero a la «libre competencia» (tanto interna como externa) y dejar actuar las «Fuerzas de Mercado». Consecuentemente, se transfiere al sector privado actividades y facultades que anteriormente ostentaba el Estado. El hecho de que se busque la desregulación absoluta del sector y sin intervención estatal nos demuestra la falta de interés estratégico puesta en el sector petrolero (pero también el gran interés económico, al ser el petróleo y el gas uno de los primeros sectores en ser desregulados). El 124 / Hidrocarburos y política energética.

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Estado le quita toda importancia a los hidrocarburos al igualarlos de hecho con una mercancía más, sin reconocer sus especificidades de recursos energéticos no renovables. No sólo no se crearon los marcos legales y organismos regulatorios en este sector, sino que por intermedio de los decretos desregulatorios se incentivó a la transformación del recurso y a la pérdida de cualquier importancia estratégica. Por ejemplo, el hecho de que establezcan concesiones a un número de años determinado (en general 25 años) sin ninguna regulación acerca de reservas y extracción está incentivando a aumentar indefinidamente la explotación sin darle importancia al futuro del recurso. Lo mismo sucede con el libre permiso a exportar petróleo crudo que garantiza un mercado seguro para colocar el aumento de la extracción a pesar de que el consumo interno no variara. El hecho de que luego de la devaluación se hayan creado las retenciones para los productos petroleros (así como para el resto de las exportaciones) no cambia en absoluto esta conclusión. Las retenciones fueron el resultado de una búsqueda de apropiar parte de la renta extraordinaria provocada por la devaluación y luego una forma de impedir el aumento de los precios internos, antes que una medida para incentivar el uso racional de los recursos petroleros. El objetivo de las retenciones fue meramente fiscalista y coyuntural y de ninguna manera se trata de una medida estructural. Con la desregulación se crean incentivos para que el sector privado maximice el valor económico presente mediante aumentos de extracción sin ningún mecanismo que le obligue a efectuar las inversiones en exploración necesarias para el mantenimiento del recurso. No existe ninguna preocupación por la estrategia de agotamiento extensivo que el sector privado lleva a cabo. En ningún momento se busca la preservación del recurso mediante el control del nivel de reservas, ritmo de extracción, etc. Es un ejemplo más que significativo de la pérdida de todo papel estratégico del petróleo para el Estado desregulador el hecho de que uno de los primeros activos «no estratégicos» de YPF que pasan al sector privado es su planta de investigación y desarrollo tecnológico. Es decir, la planta con que se valió YPF para efectuar las investigaciones en ciencia y tecnología, que le permitieron desarrollar innovaciones propias mediante el trabajo intelectual nacional, es vendida ya que no se la considera «estratégica». Al perder el papel de recurso natural estratégico y tomar el rol de una mercancía exportable sin elaboración previa y estandarizada (commodity), la investigación que permite la industrialización y la diferenciación mediante el agregado de valor, no es necesaria. Al venderse y declararse no estratégica la investigación científica argentina, se está demostrando que el petróleo ha dejado de ser un recurso a proteger para el Estado Argentino. De la misma manera se abandona todo intento de regulación o control del mercado de los hidrocarburos. El Estado se Diego Mansilla / 125

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deslinda de la estrategia petrolera porque el petróleo deja de ser un sector que necesite de su planificación. Lo mismo se puede decir del gas natural. Se abrió el mercado externo y no se desarrolló la elaboración de subproductos industriales. Un caso emblemático de esto son las exportaciones con destino a la empresa chilena Metanex (todas las efectuadas desde el sur del país). Esta empresa obtiene metanol (subproducto utilizado como insumo industrial) que es exportado a los Estados Unidos a pesar de no contar con la materia prima. En vez de producir el metanol, exportamos el insumo sin Valor Agregado que es reexportado luego de su industrialización.

La privatización de Gas del Estado Como se mencionó anteriormente, al final del trabajo se efectúa un estudio del downstream para estudiar la privatización del resto del sector gasífero. La modificación del mercado gasífero argentino comenzó con los decretos desreguladores del sector petrolero. Por su parte, la Ley de Reforma del Estado establecía que la industria del gas natural sería reestructurada. En 1991 se publica el Decreto N° 48 que establecía la privatización de Gas del Estado en el marco de la oleada de privatizaciones de las empresas estatales. Sin embargo, Gas del Estado no presentaba ninguno de los «vicios» del Estado sobredimensionado y sus empresas ineficientes presentados a la opinión pública como las excusas para la implementación de las medidas neoliberales del Consenso de Washington. Mediante esos vicios se justificó el falso alejamiento del Estado de la esfera económica dejando libre las «fuerzas del mercado» y a la «competencia».11 La empresa estatal presentaba balances positivos, a pesar de las condiciones mencionadas que producían perjuicios como la importación de gas natural de Bolivia o el aumento de los precios de transferencia a YPF por el aumento de las regalías. Además, la empresa debía soportar un marcado atraso en sus ingresos por el uso de las tarifas como medida antiinflacionaria y el peso cada vez mayor de los impuestos en el precio final.12 En cuanto a su eficiencia, Gas del Estado llegó a presentar indicadores de eficiencia superiores a las mayores empresas del mundo (como British Gas, Gaz de France y varias de las norteamericanas). Sobre las 14 empresas que operan en Estados Unidos, Gas del Estado ocupaba en distribución el 2° lugar en ventas y en transporte el 10° en extensión de redes y 9° en ventas.13 11 De por si, cabe aclarar que hasta en los manuales básicos de economía neoclásica, obviamente se considera al transporte y distribución de gas natural como un «monopolio natural» por lo que cualquier supuesto ideal de «competencia» es un error conceptual. 12 Ver 1- Historia del Petróleo y del Gas natural Argentino. 13 Kozulj, R. Resultados de la reestructuración de la industria del gas en Argentina, CEPAL, Serie Recursos Naturales e Infraestructura, Nº 14, Bs. As., 2000.

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Esto era reconocido aun por los que serían los grandes beneficiados de su privatización. Por ejemplo, el Boletín Informativo Techint dice: Gas del Estado era una empresa con balances positivos, con los mejores profesionales del Estado, con muy pocos accidentes en comparación con el nivel internacional, con buena eficiencia respecto de los demás servicios, con grandes perspectivas de futuro. La pregunta era: ¿para qué privatizarla?14

Es claro que esta privatización es imposible de justificar ni siquiera desde la teoría neoclásica que abandona toda apreciación de valor estratégico y beneficio social por la «eficiencia distributiva». Los verdaderos motivos de esta (y de las demás) privatizaciones no son otra cosa que la implementación de las políticas neoliberales que ordena el decálogo del Consenso de Washington mediante el FMI y el Banco Mundial, de la misma manera de que se observan en el resto de los países de Latinoamérica. La privatización de Gas del Estado se hizo copiando las estructuras existentes en Estados Unidos mediante una búsqueda de «competencia gas vs. gas» gracias a un sistema de acceso abierto a terceros (SAAT). Es decir que los productores podían vender el gas directamente a los distribuidores o consumidores mediante el pago de un canon a las empresas transportistas por el uso de los gasoductos. Esto crearía un sistema «competitivo» por el cual se trataba de romper el carácter de monopolio natural impidiendo que las empresas transportistas y distribuidoras obtengan beneficios extraordinarios. Esto, según los privatizadores, hubiera traído aparejado una caída en los precios finales y una «correcta y eficiente distribución de los recursos». Sin embargo, y más allá de lo publicitado por los mismos organismos privatizadores, existen varios problemas al querer implementar un sistema como el norteamericano en Argentina. Para comenzar, realizando una comparación internacional la estructura de la industria argentina del gas era similar a la existente en Gran Bretaña antes de la privatización en vez que a la norteamericana. Es decir, una empresa monopólica integrada verticalmente encargada tanto de la distribución como del transporte. El caso inglés no es una rareza ya que en todos los países de Europa, el papel del Estado es muy fuerte en esta industria a diferencia de la estructura de EE.UU. donde no existen empresas estatales.15 En el mercado norteamericano en cambio, existe una oferta fuertemente atomizada (alrededor de 27.000 empresas que extraen gas natural sumado a la oferta de Canadá) y varios gasoductos interestatales 14 Peusner, O., «Gas del Estado: una privatización diferente» en el Boletín Informativo Techint, N° 273. 15 Para una comparación internacional caso por caso ver Kozulj, R. «El nuevo Marco Regulatorio y la privatización de Gas del Estado: ¿Acceso abierto o acceso cerrado?», en Desarrollo y Energía, Vol. 2, Nº 4, IDEE (Instituto de Economía Energética), Asociado a Fundación Bariloche, Bs. As., octubre de 1993.

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que permiten llevar el gas a los centros de consumo (con 113 compañías transportistas interestatales y más de 1.300 distribuidoras).16 Los resultados de la implementación del sistema de competencia gas vs. gas en EE.UU. se presentaron en Argentina como evidencia del éxito del retiro del Estado regulador y del papel del mercado generando inversiones y bajando los precios. En realidad, en los EE.UU. el Estado nunca pudo retirarse sino que su accionar se hizo «menos visible». Para que el sistema funcione (y evitar faltantes de gas como el vivido durante toda la década de los 70) se debió recurrir a múltiples regulaciones. No se pudo evitar, no obstante una gran volatilidad del precio del gas y que sean los productores antes que los consumidores quienes de beneficiaran con el sistema. En Argentina se quiso recrear artificialmente una estructura similar a la estadounidense y generar «competencia gas vs. gas». De esta manera, para su privatización se dividió a Gas del Estado en 10 diferentes empresas para generar artificialmente una estructura de «competencia» como la norteamericana. Sin embargo, el mercado argentino no cumplía con las condiciones básicas para el funcionamiento de ese tipo de estructura (capacidad de oferta atomizada, capacidad de transporte y distribución suficiente y no monopólica y un Estado que intervenga activamente en su regulación como el caso norteamericano). En cuanto a la oferta, la misma está en manos de un puñado de empresas oligopólicas y es dominada principalmente por Repsol. El transporte de Gas del Estado no es de ninguna manera «competitivo» ya que se trata de dos grandes gasoductos troncales (Norte y Sur) sin existencia de gasoductos paralelos. Y en cuanto a la intervención activa del Estado, la misma está virtualmente vedada en el Marco Regulador. Esto no es ninguna sorpresa ya que la idea básica de las privatizaciones fue el «retiro del Estado» por lo que se niega la posibilidad de una intervención reguladora activa y eficaz. Al momento de instrumentar la privatización, se optó por copiar el modelo norteamericano a pesar de tener una estructura similar a la inglesa. En la privatización de British Gas (empresa integrada como Gas del Estado) no se realizó el desmembramiento de la empresa sino que se pasó de un monopolio público a un monopolio privado. Mientras tanto en Argentina se quiso llevar a la práctica una falsa «desregulación» en una estructura que no lo permitía. La privatización de Gas del Estado fue ordenada por la Ley N° 24.07617 del 20/05/92 que estableció, además, los parámetros del Marco Regulador, 16 Kozulj, R. Op. cit. 17 Como muestra del grado de legalidad y legitimidad que tuvo esta privatización, no hace falta más que recordar que en la sesión en que se aprobó dicha Ley el quórum fue obtenido gracias a la presencia del «diputrucho» (que votó a favor de la aprobación) además de otras varias irregularidades.

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la creación del propio ente regulador (el ENARGAS) y redefinió el nuevo contexto de la industria.18 La nueva configuración separó el upstream (que se continuaba rigiendo por la ley N° 17.319) del downstream (transporte y distribución del gas natural) que se definía como «servicio público». Es decir, que mientras que para la etapa de extracción de hidrocarburos (petróleo y gas) se mantenían las características del mercado, para la distribución y transporte de gas natural regían las condiciones de «monopolio natural» por lo que era necesaria la regulación por parte del Estado para tratar de hacer llegar a ese mercado monopólico a las condiciones de competencia (introduciendo, por ejemplo, el concepto de «competencia por comparación»). De tal manera, las tarifas de las privatizadas (no precios de mercado) serían estipuladas por el ENARGAS. La Ley de privatización se planteó los objetivos de proteger los intereses de los usuarios, promover la competitividad, la competencia y la eficiencia en el mercado de gas natural, que las tarifas sean «justas y razonables», permitiendo que las empresas licenciatarias obtengan una «rentabilidad razonable» equiparable a las de otras industrias de igual riesgo. Como ya se mencionara, para la privatización de Gas del Estado se dividió a la empresa en 10 unidades independientes sobre la base de sus distintas administraciones: dos transportistas (TGN en el Norte correspondiente a los gasoductos Norte y Centro-Oeste con un 40% de la capacidad y TGS en el Sur con los gasoductos San Martín, NEUBA I y II con el 60% de la capacidad y la planta separadora de Gral. Cerri) y ocho distribuidoras (Metropolitana, Buenos Aires Norte, Cuyana, Central, Litoral, Noroeste, Pampeana y Sur). Cada una de estas empresas recibieron una licencia por 35 años con opción a 10 más. Esta organización fue definida por la consultora Stone & Webster, en contraposición de lo especificado por otra consultora internacional (Mc Kinsey) a solicitud de la propia Secretaria de Energía en 1990. Esta otra consultora, si bien también imponía las estipulaciones del Banco Mundial en materia de privatizaciones, presentaba mejores resguardos contra la concentración y la integración vertical en la industria del gas (que es uno de los principales problemas de la actual organización de la industria). Igualmente, en ningún momento se explica el porqué de la necesidad de fraccionar una industria que se reconoce como «monopolio natural» como puede ser el transporte de gas natural.19 Por definición, la forma más 18 Cabe aclarar que además del gas natural, la única otra privatización que creó por ley su marco regulatorio fue la energía eléctrica. 19 En realidad, lo que se buscaba con la separación en varias empresas es lo que la teoría de las regulaciones llama «competencia por comparación». Es decir, obtener por la comparación de las empresas los parámetros de eficiencia, «beneficio razonable», etc. pero sin control de la información de ninguna empresa, por lo que se presta a que las empresas no

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eficiente de organizar un «monopolio natural» es mediante una sola empresa. Además, separar el sistema de transporte en dos estaría en contra de toda planificación energética (pero éste nunca fue un objetivo a seguir).

Tarifas En cuanto a las tarifas de los sectores regulados (transporte y distribución), el Marco Regulador otorgó grandes beneficios a las empresas licenciatarias. La tarifa del usuario final se componía del costo del gas (pagado a la empresa que extrajo el gas) más una tarifa por el transporte y otra por la distribución. Este mecanismo (conocido como «pass-through») permite que todo cambio en el precio del gas en «boca de pozo» sea trasladado al consumidor final. Además, se reconocía un sistema de actualización periódica de las tarifas que las dolarizaba y que explícitamente buscaba igualar indicadores del mercado internacional. De esta manera, semestralmente ambas tarifas eran actualizadas por el PPI (índice general de precios al productor de Estados Unidos)20 a pesar de que éste no se trata de un sector «transable».21 Esto otorgó grandes ganancias a las licenciatarias ya que este índice fue mucho más alto que la inflación interna (ya sea mayorista o minorista) durante toda la Convertibilidad. El precio que recibe la empresa encargada de extraer el gas (el costo del gas a boca de pozo) fue desregulado en 1994. Hasta entonces, también fue estipulado por el ENARGAS. Al igual que en otras privatizaciones, el precio fue aumentado previo a la toma del control de las empresas privadas con el único fin de garantizarles un mayor beneficio. Si bien este aumento no se observa claramente en la tarifa en pesos, expresado en dólares el precio del gas en boca de pozo fue varias veces superior al que rigió internamente. En dólares de 1990, la tarifa regulada de 1993 fue de 0,90 U$S MMBTU22 cuando en el 90-92 fue de U$S 0,88 MMBTU y U$S 0,62 MMBTU en 84-89. De esta manera, los clientes residenciales de zonas urbanas y menores consumos abonaban en 1993 (sumados el cargo fijo y el monto por m3) U$S 6,2 MMBTU contra U$S 1,6 MMBTU del 8489. Además se suma el hecho de que este costo es sumamente regresivo ya que un usuario residencial de mayor consumo abonaba solamente U$S 4,3 MMBTU en el mismo período (siempre medidos en dólares de brinden una correcta información (sobre todo si las empresas responden a un mismo grupo económico, como se explicará). 20 Esto se trata de una clara violación de la Ley de Convertibilidad que prohíbe toda indexación. 21 Se denomina «transable» a los bienes o servicios de fácil comercialización internacional por lo que su precio interno mantiene una relación con el precio internacional. 22 Millón de BTU = Medida Británica de medición del gas que representa alrededor de 33 metros cúbicos.

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1990).23 Sin embargo, este gran aumento no fue sentido por la sociedad ni por los consumidores, escondido por el terrible atraso cambiario que hacía que las tarifas en pesos no mostraran estas diferencias. Igualmente, si se comparan las tarifas en pesos corrientes del metro cúbico de gas natural pagado por los usuarios finales durante la operatoria estatal con los que rigen con posteridad a la desregulación también se observa un claro aumento, aunque de proporciones mucho menores. Según cálculos de FLACSO,24 entre marzo de 1991 y enero de 1994 (cuando comenzó la desregulación de las tarifas del gas), el precio para los usuarios residenciales aumentó un 102%, mientras que para los grandes usuarios interrumpibles25 bajó un 6,4%. Luego de la desregulación, los precios no necesitaron grandes modificaciones ya que antes de la operatoria privada el Estado realizó el ajuste necesario que les garantiza las ganancias a los concesionarios. De tal manera, desde 1994 a 2000, ambos precios apenas muestran aumentos del 10%.

Limitaciones a la integración vertical En la Ley de Privatización de Gas del Estado N° 24.076 se establecieron ciertas restricciones a la integración vertical y horizontal en los distintos niveles de la industria gasífera. Así es como se plantea que Ningún productor, almacenador, distribuidor, consumidor (...) ni empresa controlada o controlante de los mismos podrá tener participación controlante (...) en una sociedad habilitada como transportista [y tampoco] (...) podrán tener una participación controlante en una sociedad habilitada como distribuidora. [De ningún modo] los grandes consumidores podrán tener una participación controlante en una distribuidora en la zona geográfica de su consumo (...)26

Estas restricciones (estipuladas por el dictamen de la consultora Stone & Webster) nunca pudieron ser llevadas a la práctica a pesar de ser mucho más leves que las presentadas por la otra consultora internacional que preparó la privatización de Gas del Estado (Mc Kinsey). En el mismo Decreto 1738/92 que reglamenta la citada ley, estas limitaciones fueron parcialmente alivianadas. Por ejemplo, se permite que un productor o

23 Kozulj, R. Resultados de la reestructuración de la industria del gas en Argentina, CEPAL, Serie Recursos Naturales e Infraestructura, Nº 14, Bs. As., 2000. 24 Azpiazu D. y Schorr, M. Desempeño reciente y estructura del mercado gasífero argentino: asimetrías tarifarias, ganancias extraordinarias y concentración de capital, FLACSO Área de Economía y Tecnología, N° 1, Bs. As., diciembre de 2001. 25 Interrumpible significa que su provisión puede ser cortada en periodos de aumento de la demanda. En general se trata de grandes empresas que tienen la posibilidad técnica y económica de sustituir el gas por gas-oil o fuel-oil en la época invernal y de esta manera obtener menores precios. 26 Ley 24.076, artículo N° 34

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consumidor trate con una distribuidora o transportista bajo su control siempre y cuando el gas en cuestión no represente más del 20% del comercializado por la sociedad controlada. Pero, como se verá más adelante, la estructura resultante de la privatización significó la instauración de dos monopolios regionales. El sistema gasífero fue dividido en dos grandes subsistemas con gran integración tanto vertical como horizontal en todos los niveles de la cadena gasífera.

Venta de Gas del Estado Como se mencionó anteriormente, para la privatización de Gas del Estado se subdividió a la empresa en 2 compañías transportadoras y 8 distribuidoras. Primeramente se vendieron entre el 70% y el 90% de las acciones de las nuevas compañías con licencias por 35 años (con opción a 10 más). Al igual que en el resto de las privatizaciones, se repitió la estructura de los consorcios ganadores con un grupo económico local (en general ex–contratistas de YPF o de Gas del Estado), un acreedor internacional encargado de suministrar los bonos utilizados para abonar la mayor parte de la privatización y un operador internacional que asume la responsabilidad técnica y aporta la experiencia en el sector (en general fueron operadores europeos). Al finalizar 1992 Gas del Estado fue transferida a los consorcios ganadores, recaudando 300 millones de dólares en efectivo, 1.317 millones de dólares en Pasivos reconocidos por los consorcios y 1.541 millones de dólares en Títulos Públicos. Del total de 3.158 millones de dólares, el 41% corresponde a las Transportadoras con unos 1.284 millones (566 sin contar los pasivos) y el 59% restante, unos 1.874 millones, corresponde a las Distribuidoras (1.274 sin los pasivos). Estos valores fueron superiores a los estimados por el propio pliego licitatorio (por ej. 920 millones al 15% de tasa interna de retorno para las Distribuidoras). Esta táctica permitió decir públicamente que la privatización había sido «un éxito».27 Sin embargo, si se comparan los valores obtenidos (aun expandiendo el valor pagado al 100% de la empresa) con las estimaciones anteriores se obtiene que las concesionarias lograron un precio muy bajo. Como se mencionó anteriormente, la consultora internacional Mc Kinsey (contratada por el gobierno en 1990) presentó un trabajo como antesala de la privatización de Gas del Estado. En él se estimaba el valor de reposición28 aproximado de la empresa en su conjunto, que ascendía a unos 6.202 millones de dólares y su valuación era de 4.664 millones (de

27 Por ejemplo, además del propio gobierno en la «Memorias de las Privatizaciones», o volver a mencionar a Peusner, O., op. cit en el Boletín Informativo Techint. 28 Es decir, el precio de mercado de la sustitución de los bienes existentes por otro de iguales características.

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Cuadro 9 Estimación de Monto Pagado por Gas del Estado sobre Valor de Reposición Estimado Según Consultora Mc Kinsey

Porcentaje sobre Valor Reposición

Privatización

Valor de Porcentaje Pago en Pago en Pasivos T otal T otal T otal T otal Valuación Reposición Privatización efectivo T ítulos Reconocidos General Expandido Abonado General

133

Transporte T ransportadora Gas del Sur (T GS) T ransportadora Gas del Norte (T GN)

2.332

Subtotal T ransportadoras

1664

70%

100

256

604

1.334

986

3.666

2650

70%

28

182

114

70%

128

438

718

960

1.372

22%

59%

324

463

23%

35%

1.284

1.835

22%

50%

Distribución Metropolitana (Metrogas)

368

432

70%

44

256

239

539

770

116%

209%

Buenos Aires Norte

474

233

70%

28

128

144

300

428

47%

90%

Pampeana

610

347

70%

18

217

55

290

415

55%

68%

Del Sur

235

235

90%

14

134

26

174

193

70%

82%

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Del Centro

210

154

90%

18

120

46

184

204

73%

97%

Cuyana

223

223

60%

26

96

8

130

217

91%

97%

Del Litoral

186

179

90%

14

90

57

161

178

62%

96%

Del Noroeste

230

211

90%

10

62

24

96

107

35%

46%

Subtotal Distribuidoras

2.536

2014

76%

172

1.103

599

1.874

2.512

66%

99%

Total

6.202

4664

72%

300

1.541

1.317

3.158

4.347

41%

70%

Fuente: Kozulj, R. (1993) y Memoria de las Privatizaciones (Mecon). En millones de U$S y %. El valor expandido corresponde al precio implícito correspondiente al 100%, según el monto pagado y el porcentaje privatizado.

los cuales 2.014 millones correspondían a las Distribuidoras, a diferencia de los 920 que figuran en el pliego).29 El Cuadro 9 presenta las estimaciones de Mc Kinsey para el valor de reposición y para la valuación de cada una de las unidades en que se enajenó Gas del Estado y se las compara con el precio pagado por los concesionarios (en sus diferentes modalidades) según la «Memoria de las Privatizaciones» del Ministerio de Economía y Producción. En el cuadro se observa que sólo se recuperó el 70% del valor de reposición estimado por la consultora Mc Kinsey (cuyo trabajo no fue tenido en cuenta para la preparación del pliego, empleándose, en cambio, el de la consultora Stone & Webster que indicaba una valuación mucho menor). Analizando cada una de las empresas en las que se dividió a Gas del Estado, sólo en el caso de Metrogas en la zona Metropolitana el precio implícito de la privatización supera el valor de reposición. La razón de esto es que Metrogas es la Distribuidora más importante. Por ejemplo, para el año 1993, esta empresa representó el 18% del gas distribuido, el 28% del gas dirigido a consumo residencial, el 36% de los usuarios residenciales (más que el doble que la segunda empresa), el 34% de las ventas y el 27% de las Ganancias totales, siendo la primera empresa en todos los rubros. El resto de las empresas no alcanzaron el valor de reposición. Las Distribuidoras pagaron algo más del 80% del valor (salvo las empresas Pampeana con el 68% y del Sur con el 46%). En cambio por las Transportadoras sólo se recuperó el 50% del valor de reposición (59% para TGS y 35% para TGN). Esta subvaluación es más grave considerando sólo el importe que fue abonado al Estado. Esto es la inversión30 que efectivamente debieron realizar los consorcios ganadores (sin contar los pasivos reconocidos ya que estos fueron abonados una vez en control de las empresas por lo que sólo pasaron a engrosar el «pasivo» de las empresas sin necesidad de adelantar fondos propios). El importe adelantado en total sólo llega al 41% del valor de reposición. Las Distribuidoras abonaron el 66% del valor de reposición mientras que las Transportadoras sólo debieron adelantar el 22%. Como sólo el 16% del total abonado fue pagado en efectivo, no quedan dudas de que las empresas se vendieron por mucho menos que lo que hubiera correspondido para compensar las inversiones efectuadas por el Estado (sin contar el «precio» de acceder a un mercado monopólico con 29 Kozulj, R. «El nuevo Marco Regulatorio y la privatización de Gas del Estado: ¿Acceso abierto o acceso cerrado?», en Desarrollo y Energía, Vol. 2, Nº 4, IDEE (Instituto de Economía Energética), Asociado a Fundación Bariloche, Bs. As., octubre de 1993. 30 Cabe aclarar que el termino «inversión» debe ser entendido en este caso como mero «adelanto de fondos» y no como «inversión productiva» mediante el aumento en el capital físico ya que las empresas concesionarias se limitaron a operar la estructura que heredaron de Gas del Estado sin grandes modificaciones.

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una demanda cautiva). Por tanto, la declaración de que la privatización de Gas del Estado se trató de «un éxito» es, por lo menos, dudosa. Una vez comenzadas las concesiones, las empresas no tuvieron inconvenientes en recuperar fácilmente la inversión realizada. Gracias a las ganancias extraordinarias que garantizaba el Marco Regulatorio al haber obtenido un mercado cautivo de un servicio básico como el gas natural y sin necesidad de inversiones de riesgo, las empresas obtuvieron rápidamente las ganancias para cubrir lo invertido. Lejos de la «rentabilidad razonable» que debía garantizar el Marco Regulatorio, las empresas transportistas necesitaron menos de 4 años para recuperar lo pagado al Estado y las distribuidoras menos de 7 años.31 Según los datos oficiales del Ministerio de Economía, con los Resultados de los primeros Ejercicios (comenzando en 1993) se recuperan los fondos efectivamente adelantados que debieron afrontar las empresas (es decir, sin considerar las deudas a largo plazo reconocidas en la privatización cuyos pagos se realizan con los fondos corrientes de las empresas, al igual que el resto de los pasivos). En el caso de los transportistas, no sólo recuperaron los montos pagados por la concesión en muy pocos años (2 para TGS y 4 para TGN) sino que en 6 años alcanzan a compensar aún los pasivos a largo plazo reconocidos en la privatización. A diferencia de las distribuidoras, las transportistas logran una rentabilidad creciente, obteniendo en 1998 un crecimiento del 18,5% de los resultados netos. Esto se logró gracias a los inmensos márgenes de ganancias (por ejemplo, en 1994 los resultados significaban el 46% de las ventas netas bajando al 36% en 1998). Las empresas distribuidoras, en cambio, recuperan lo abonado a los 6 años salvo las empresas Metropolitana (Metrogas) y Centro que lo hicieron en 7 y Buenos Aires Norte (GasBan) que sólo necesitó 4 años. Considerando que en todos los casos los plazos de concesión son sumamente largos (35 años con opción a 10 más), no quedan dudas que los tiempos en que las empresas recuperaron los importes adelantados son extremadamente cortos. Está claro que esto fue producto de que las rentabilidades obtenidas no fueron «justas y razonables» (como indica la ley) sino que se tratan de ganancias monopólicas extraordinarias sin relación alguna con las erogaciones realizadas. Paralelamente a las grandes ganancias que obtenían, las empresas concesionarias procedieron a efectuar una gran reducción del personal de la ex Gas del Estado. De los 10.000 trabajadores que empleaba Gas del Estado en diciembre de 1992, sólo 5.600 continuaban trabajando para las concesionarias en diciembre de 1993. Es decir, en sólo un año se dejó sin empleo al 44% de los empleados contratados.32 Este capital humano 31 Azpiazu, D. Op. cit. 32 Según datos oficiales de «Memoria de las Privatizaciones» del Ministerio de Economía.

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capacitado por Gas del Estado y que hacía de la empresa una de las más eficientes y seguras del mundo fue desechado por las concesionarias, arrojando a los trabajadores al problema del desempleo. Esto no es ni una novedad ni un «accidente» ya que en los mismos acuerdos firmados con el Fondo Monetario Internacional, se expresaba que uno de los objetivos de las reformas y privatizaciones era reducir el nivel de empleo público.33

Integración vertical y extranjerización A pesar de las restricciones presentadas en la Ley de Privatización de Gas del Estado y aliviadas por los decretos reglamentatorios, desde el primer momento se observó en el mercado gasífero una integración tanto vertical como horizontal. Luego de la privatización de Gas del Estado y la desregulación petrolera, el mercado gasífero quedó configurado en dos grandes subsistemas que engloban sus tres actividades (extracción, transporte y distribución). Lejos de una «competencia por comparación» pretendida en el marco regulatorio, se observa un mercado oligipólico en pocas manos con socios comunes en cada una de las actividades. Los dos subsistemas en que fue dividido el mercado gasífero luego de la privatización de Gas del Estado fueron, uno en la zona Norte del país y otro en la zona Sur. En la parte Norte, se creó un dominio de Techint, el Grupo Soldati y el Grupo Macri. Estos grupos, además de ser socios en el yacimiento Ramos (que al momento de la privatización aportaba el 28% del gas del subsistema entre otros yacimientos), fueron beneficiados con la concesión de Distribuidoras que son abastecidas por el Subsistema Norte: Gas Natural Ban (Buenos Aires Norte) el grupo Soldati y Gas del Centro y Cuyana el Grupo Macri. Además, Techint y Soldati (por intermedio de C.G.C.) tenían acciones en la Transportadora Gas del Norte (TGN) quien opera el monopolio del transporte en este sistema. A esto se le debe sumar el hecho de que Techint es productor monopolista del principal insumo de las Transportadoras y Distribuidoras (caños de acero) y que tanto Soldati como Macri tiene empresas vinculadas que son Grandes Consumidores del Subsistema. En el Subsistema Sur, el dominio fue para la empresa Total, para el grupo Pérez Companc (actualmente la mayor parte de sus activos pertenece a Petrobras) y la financiera CEI Citicorp Holdings. Mientras la francesa Total mantiene la supremacía en lo que hace a la extracción de la cuenca Austral, seguida por Pérez Companc, son Citicorp y la propia Pérez Companc las que mantenían intereses en el resto de las secciones. De tal manera, estas últimas empresas resultan socias en la Transportadora Gas del Sur (T.G.S.) y licenciatarias de empresas de Distribución: Metrogas de Pérez Companc y Camuzzi Gas del Sur y Pampeana de Citicorp.

33 Para un análisis más completo véase Mansilla D. y Tumini, L. Op. cit.

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Luego de la entrada en operación de los nuevos consorcios adjudicatarios y a medida que avanzaba la privatización final de YPF, el mercado gasífero sufrió grandes cambios. Por un lado, se intensificó la polarización en dos grandes subsistemas, ya que las mismas empresas beneficiadas por la privatización de Gas del Estado fueron las que tomaron las áreas de extracción gasíferas de las que se desprendió YPF, agregando además una nueva empresa integrada verticalmente y con control casi monopólico de la extracción: Repsol. Por el otro, se vivió una transformación en los consorcios adjudicatarios mediante una considerable extranjerización de la propiedad de estos consorcios gracias al ingreso de transnacionales (entre ellas la misma Repsol) en lugar de los grupos económicos nacionales y las empresas financieras. En este sentido, la privatización de Gas del Estado es similar a otras, en las cuales las empresas locales y los bancos internacionales que entraron en los consorcios adjudicatarios se desprenden de sus tenencias accionarias al poco tiempo de haber comenzado con la explotación, dejando su lugar a empresas relacionadas con el sector en cuestión (en general transnacionales). De esta manera las empresas salientes realizan grandes ganancias patrimoniales y las empresas transnacionales obtienen la entrada a mercados con grandes beneficios (mucho mayores a los de sus propios países). En el caso del mercado gasífero, las empresas salientes lograron un precio bajo en la privatización (apenas se abonó el 41% del valor de reposición y el 70% considerando las deudas reconocidas) además de un marco regulatorio favorable que les garantizaba ganancias extraordinarias (que les permitió a las empresas recuperar su inversión en muy pocos años en relación con los plazos de licitación). Así, por ejemplo, CEI Citicorp Holdings obtuvo un rendimiento anual del 84% sobre su inversión luego de la venta en 1996 de su participación en la Transportadora Gas del Sur (189 millones de ganancia patrimonial y 119 millones de ganancia corriente) y un rendimiento anual del 21% con la venta de su participación de las Distribuidoras Camuzzi Gas del Sur y Pampeana (18 millones de ganancia patrimonial y 70 millones de ganancia corriente). Por su parte, el Grupo Pérez Companc vendió en 1998 su participación en Metrogas obteniendo un rendimiento anual del 28%.34 Lo mismo el Grupo Soldati (35% de rendimiento anual con su abandono de Gas Natural Ban) y el Grupo Macri (20% anual por la venta de las distribuidoras Gas del Centro y Cuyana).35 Con estas modificaciones, la cantidad de actores que manejan el mercado gasífero se achicó, generando aun más centralización e integración vertical y horizontal con un agente principal en Repsol, luego 34 Este grupo finalmente se retiró por completo del mercado energético con la venta de su participación en la extracción de petróleo y gas a la estatal brasileña Petrobras. 35 Azpiazu D. y Schorr, M. Op. cit.

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Cuadro 10 Subsistema norte (año 2005) SUBSISTEMA NORTE

E X T R A C C I O N

T R A N S P O R T E

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D I S T R I B U C I O N

NOROESTE 72% REPSOL – TECHINT BOLIVIA: REPSOL – PETROBRAS TOTAL

NEUQUINA 80% REPSOL - TOTAL

PROVEEDOR de INSUMOS: TECHINT

GASODUCTO EXPORTACION TECHINT – REPSOL GASODUCTO IMPORTACION REPSOL

TRANSPORTE LOCAL TGN: TECHINT - TOTAL

DISTRIBUIDORA LITORAL TECHINT

DISTRIBUIDORA GAS BAN: REPSOL

GRAN CONSUMIDOR: TECHINT

de la compra de YPF, Astra, Pluspetrol y Metrogas. Su dominio es particularmente importante en el upstream concentrando más de la mitad de la extracción nacional de gas natural y los yacimientos más importante (como Loma de la Lata). En la actualidad, los dos subsistemas siguen claramente demarcados y con una mayor integración pero con un actor funcionando en ambos (Repsol). El Subsistema Norte estaba integrado por Repsol, Techint, y Soldati. En el Cuadro 10 se observa el estado del subsistema Norte en el año 2005. Con el retiro del Grupo Macri y del Grupo Soldati, se acrecentó la posición oligopólica de Repsol. La empresa española mantiene una posición hegemónica en la extracción y las reservas de gas natural del Subsistema Norte (junto con Techint extrae el 72% de la Cuenca Noroeste y junto con la francesa Total Austral el 80% de la Cuenca Neuquina). En cuanto al transporte, TGN (que comunica las reservas con los centros de consumo) pertenece a Techint y a la francesa Total mientras que los gasoductos de exportación son compartidos entre Techint y Repsol. Además, Repsol recibió de YPF la propiedad del gasoducto con el cual se importa gas natural de Bolivia. Cabe aclarar que Repsol junto con la brasilera Petrobras y la francesa Total concentraban la mayor parte de las extracciones gasíferas de ése país (antes de la nacionalización de los hidrocarburos y la refundación de YPFB en 2006). En cuanto a las distribuidoras, Techint maneja la Distribuidora Litoral mientras que GasBan (Distribuidora Buenos Aires Norte) pertenece a Repsol. Como ya se mencionó, Techint es productor monopólico del principal insumo de las inversiones en transporte y distribución (los caños sin costura) y es un gran consumidor que es abastecido por este subsistema. En el Cuadro 11 se observa la actual distribución del Subsistema Sur. En él, se mantiene la posición dominante de Repsol junto con la brasilera Petrobras (que ingresó al mercado gasífero luego de la compra de Pecom Energy y el retiro del Grupo Pérez Companc). En este caso, el dominio de Repsol en la extracción es menor que en el Subsistema Norte. Mientras sigue manteniendo la mayor parte de la Cuenca Neuquina (comunicada por ambos subsistemas), su peso es menor en la Cuenca Austral. Dicha cuenca es dominada por la francesa Total y la brasilera Petrobras. El transporte hacia el mercado interno es manejado por la misma Petrobras (gracias a su participación en TGS, Transportadora Gas del Sur), mientras que el transporte de exportación hacia Chile es manejado por Repsol. En cuanto a las distribuidoras conectadas a este subsistema, tanto en Metrogas (Capital Federal y Gran Buenos Aires, que como ya se mencionó es la distribuidora más grande tanto en volumen vendido como Diego Mansilla / 139

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Cuadro 11 Subsistema norte (año 2005) SUBSISTEMA SUR

E X T R A C C I O N

T R A N S P O R T E

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D I S T R I B U C I O N

AUSTRAL 63% TOTAL – PETROBRAS (EX PEREZ COMPANC)

TRANSPORTE LOCAL: TGS PETROBRAS (EX PEREZ COMPANC)

DISTRIBUIDORA METROGAS REPSOL – (EX PEREZ COMPANC)

NEUQUINA 80% REPSOL - TOTAL

GASODUCTO EXPORTACION REPSOL

DISTRIIBUIDORA GAS BAN: REPSOL

GRAN CONSUMIDOR: PEREZ COMPANC

en número de usuarios) como en GasBan está presente Repsol. En el caso de Metrogas, su incorporación fue reciente ya que se hizo cargo de la parte de la empresa que mantenía el Grupo Pérez Companc. Además, el Grupo Pérez Companc es dueño de varias empresas que son grandes consumidores abastecidos por este subsistema por lo que, antes de retirarse del mercado gasífero, también estaba presente en todos los escalones de la cadena. Luego de la desregulación del Upstream y la privatización de Gas del Estado, el sector fue manejado por pocas empresas presentes en todos los eslabones de la cadena gasífera. Esta concentración, centralización e integración vertical de las empresas del sector infringía claramente lo estipulado en la ley que fijó el Marco Regulador.36 Sin embargo, no sólo ninguna empresa fue castigada por el ENARGAS sino que la integración vertical, la concentración y la centralización aumentaron. En la actualidad, los dos subsistemas en que se dividió el mercado gasífero son dominados en todos los puntos por casi los mismos agentes. De esta manera, la supuesta «competencia por comparación» con que se pretendía mejorar la eficiencia de las empresas luego de la privatización deja de tener sentido.

La privatización de los hidrocarburos desde las Cuentas Nacionales Según los datos oficiales, el Estado argentino obtuvo por la privatización de YPF y Gas del Estado ingresos fiscales por 12.509 millones de dólares (9.560 millones por YPF y todas las áreas marginales y centrales y 2.950 por Gas del Estado). El 82% de dicho monto fue cobrado en efectivo y el resto en Títulos de Deuda. De esta manera, el 52% del total de los ingresos recibidos por el Estado por todo el programa de privatizaciones provino del sector hidrocarburos. Con la privatización de YPF y de Gas del Estado se logró la mayor parte de lo recaudado por las privatizaciones. Por eso es que el sector tuvo tanta importancia en el plan privatizador. Sin ir más lejos, las primeras medidas de la administración Menem fueron dirigidas a la «desregulación» del sector y a comenzar los avances definitivos para poder privatizar YPF, la empresa más grande del país. Desde el punto de vista de la Balanza de Pagos y la entrada de capitales externos, el sector de los hidrocarburos también fue el más importante. La mayor parte de la Inversión Extranjera Directa (IED) recibida en el país durante los últimos 15 años fue dirigida al sector de los hidrocarburos (ya sea en la privatización de las empresas públicas como en la compra de las firmas privadas nacionales). Se denomina IED cuando capitales 36 Esto, aunque estas exigencias fueron alivianadas considerablemente por los decretos reguladores, dando legalidad a la centralización. Aun con estas menores exigencias, se han presentado planteos legales sobre la violación que implica la participación de Repsol en Metrogas.

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provenientes del «resto del mundo» entran a la Argentina para invertir en actividades productivas en el país ya sea en compra de activos o en inversiones genuinas que aumenten la capacidad productiva. La entrada de estos capitales fue uno de los «logros» más mencionados de la convertibilidad. Según datos del Indec,37 desde 1992 hasta 2004 el 34% de las transacciones de capital de las IED (unos 29.000 millones de dólares) se dirigieron al sector Petróleo.38 Este valor supera al del total recibido por la industria manufacturera en su conjunto. El 60 % de ese monto fue recibido en el año 1999. Es decir que fue producto de la compra de YPF por la española Repsol. En contraposición a lo divulgado sobre los beneficios del financiamiento internacional, la mayor parte de este capital extranjero ingresado al país no se trató de «inversiones» propiamente dichas en cuanto a construcción de bienes o maquinaria. La mayor parte de la IED entró al país no para hacer inversiones productivas sino para adquirir empresas ya existentes por lo que la capacidad productiva argentina no aumenta sino que sólo se realiza un «cambio de manos» de las empresas productoras.39 Esto mismo se puede observar en el sector hidrocarburos. Según Caruso,40 el 66% de la IED llegada al sector petrolero entre 1990 y 2000 se dirigió a la adquisición de empresas existentes. Mientras tanto, sólo el 34% fue para «Formación Bruta de Capital» (es decir para el aumento de la capacidad productiva mediante la creación de nuevas máquinas o edificios). Como fue demostrado anteriormente, de esa escasa inversión realizada, muy poco fue dirigida a prospección de riesgo para reponer los volúmenes extraídos. Pero a pesar de no haber invertido en nuevo capital sino que el capital extranjero compró empresas existentes, la IED del sector recibió cuantiosas cantidades de renta. En este caso la diferencia con el resto de los sectores económicos es notoria. En el Gráfico 33 se puede ver la renta de la IED en el país desde 1992 hasta 2004. En el gráfico se distingue claramente las diferentes evoluciones sectoriales de la renta del capital extranjero en Argentina. Entre 1992 y 1998 el sector «petróleo» obtiene entre el 15% y el 20% de la renta total. 37 Dirección Nacional de Cuentas Internacionales, Indec. En http://www.mecon.gov.ar/ cuentas/internacionales/documentos/ied_sector_2005.xls 38 Denominado así por el Indec aunque en realidad se trata del sector upstream de los hidrocarburos en general. 39 Del promedio de IED 1992-1999, el 56% ingresó por «cambio de manos» y el 16% por «privatizaciones». Ver: Sacroisky, A. La Inversión Extranjera Directa en la post-Convertibilidad. Principales tendencias en un nuevo patrón de crecimiento, Cefid-ar, Documento de Trabajo, Nº 123, Bs. As., 2006. 40 Caruso, N. Sector Gas y derivados, CEPAL-ONU a solicitud de la Secretaría de Política Económica, Ministerio de economía y Producción, Bs. As., 2003.

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GRAFICO 33 EVOLUCION RENTA DE INVERSION EXTRANJERA INTERNACIONAL

Millones de u$s

3.000

2.000

1.000

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

(1.000)

(2.000) Petróleo

Resto

Total

Elaboración propia. Fuente: Indec. En millones de dólares

A partir de 1999 se produce un cambio en la distribución. Desde ese año que fue marcado por la compra de YPF por Repsol y el ingreso de la mayor parte del capital extranjero, la renta del sector petrolero aumenta sostenidamente y la del resto de los sectores cae drásticamente. En el año 2000, mientras que el resto de los sectores no obtienen renta, el sector petrolero logra una ganancia de 2.400 millones de dólares. Desde ese año, su renta se mantiene en aumento (con una pequeña caída en el 2001) llegando a 2004 con 3.045 millones de dólares mientras que en el resto de los sectores el capital extranjero obtiene pérdidas. Si se suma la renta obtenida desde 1992 por el capital extranjero según los datos oficiales, las empresas petroleras extranjeras embolsaron 15.336 millones de dólares. Esto representa el 70% de la renta obtenida en el período en total por el capital extranjero.41

41 Esto según los datos oficiales ya que el MORENO ha presentado una denuncia penal ante la fuga de capitales en el año 2001 de las empresas Pecom, Repsol, Esso y Shell por U$S 3.500 millones (según consta en el dictamen de la Comisión Especial Investigadora sobre Fuga de Divisas de la Cámara de Diputados) a pesar de haber declarado ganancias por cifras sustancialmente inferiores. Ver: MORENO. Op. cit.

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Como se comentó anteriormente, los capitales ingresados en el sector fueron 29.000 millones de dólares, por lo que la renta obtenida fue el 53% de la IED. Más de la mitad de los capitales que ingresaron al país se fueron en forma de renta de la IED, quedando además las empresas nacionales en manos extranjeras.

Crisis energética de 2004-2005 Para finalizar, se analizará la «crisis» de 2004 y 2005 que implicó un faltante de gas natural en las industrias y las estaciones de servicio de GNC. Para analizar sus causas como las razones esgrimidas tanto por las empresas como por el gobierno, se debe recordar de qué manera había quedado organizada la industria gasífera argentina.42 Gracias a la estructura de propiedad generada luego de la privatización de Gas del Estado, las empresas concesionarias del transporte y la distribución de gas natural fueron beneficiadas con un marco regulatorio favorable gracias al cual mantenían un servicio monopólico con tarifas dolarizadas (cuyo aumento superó la inflación) en condiciones de integración vertical y horizontal. Como ya se comentara,43 las empresas se limitaron a manejar el capital obtenido de Gas del Estado, sin realizar inversiones de importancia ya que no se construyó ningún gasoducto para el mercado interno y el poco crecimiento de las redes de distribución fue financiado por los propios usuarios. Esta organización del sector, sumado al bajo precio logrado en la privatización de Gas del Estado, provocó que las empresas obtuvieran beneficios extraordinarios sin realizar inversiones. Luego de la devaluación, se resolvió pesificar tanto las tarifas de transporte y de distribución de gas natural como el precio en «boca de pozo» por la Ley de Emergencia Económica Nº 25.561 y se negaron los ajustes en las tarifas reclamados (como en otros servicios privatizados) lo que motivó aireados reclamos por parte de las empresas concesionarias. Las empresas comenzaron a exigir «seguridad jurídica» para mantener las condiciones originales de los contratos.44 Estas demandas llegaron hasta los tribunales internacionales (como el CIADI, dependiente del Banco Mundial) y motivaron pedidos oficiales y extra-oficiales de los países cuyas empresas solicitaban un aumento de tarifas. Como ejemplo se puede mencionar la visita del ex presidente español Felipe González o que el aumento de las tarifas fue uno de las exigencias insistentes del FMI en las negociaciones de los acuerdos con el organismo. 42 Ver 4 Desregulación y Privatizaciones-La privatización de Gas del Estado. 43 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable-Gas natural: Cambio de estrategia. 44 A pesar de que «las condiciones» que las empresas deseaban mantener imponían, por ejemplo, indexaciones de precios, prohibidas por la Ley de Convertibilidad además de ser estipuladas por una ley que para su aprobación se debió recurrir a un «diputrucho» etc. (Ver La privatización de Gas del Estado).

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Por parte de las empresas, además de los pedidos formales se comenzó a presionar por otros medios. Esto es profundizar la caída de reservas y el total abandono de la exploración. Como se comentó, la caída del precio «a boca de pozo» producto de la pesificación provocó la reclasificación de reservas (de «probadas» a «probables»). Además, las empresas comenzaron a declarar que con la estructura de precios vigentes (que eran mucho más bajos «en divisas» que las existentes en la convertibilidad) se hacía «antieconómica» la exploración e impedía nuevas inversiones. A pesar de esto, la extracción siguió aumentando (un 14% desde el 2001 al 2004, cayendo recién en 2005) por lo que las reservas probadas de gas natural cayeron un 42% en apenas 4 años. Entre tanto, las empresas transportadoras y distribuidoras se declararon en «default» requiriéndole al Estado que se haga cargo de la diferencia de cambio de sus deudas internacionales e intimando al gobierno con dejar el país de no cumplirse sus exigencias. En este escenario es que comienza una crisis energética en febrero de 2004 que no se resuelve hasta mayo del mismo año, con faltantes de gas e interrupción de servicio a industrias y estaciones de GNC. Consecuentemente, en el invierno de 2005 se vuelve a presentar una nueva falta de gas. Para solucionar las faltas de este insumo básico, se debieron reanudar las importaciones de gas natural desde Bolivia que se habían abandonado en 1999 e importar, por primera vez en la historia, grandes cantidades de fuel oil desde Venezuela. Además, se instituyó el P.U.R.E. (Programa de Uso Racional de Energía). Este programa (de nombre poco feliz) creaba «premios y castigos» para el ahorro de luz y gas natural. El uso «racional» se dirigió a los usuarios residenciales y los comercios que debían bajar su consumo para poder «dirigir esa energía a la industria». En plena crisis se escucharon varias justificaciones. Desde las empresas (y diversas usinas de pensamiento ad hoc) se presentó a los medios de comunicación que la causa de la crisis era «el congelamiento de precios, y el consecuente abaratamiento del gas natural.» 45 Además, «la combinación de la falta de claridad respecto a las condiciones económicas de largo plazo para realizar las inversiones necesarias agravadas por las escasas lluvias del verano.»46 Esto habría provocado, por un lado un gran e inesperado aumento de la demanda (ante el abaratamiento del gas natural con respecto a otros insumos energéticos como el fuel oil) y por el otro, dado el bajo precio

45 Cont W. y Navajas F. La Anatomía simple de la crisis energética en la Argentina, F.I.E.L. Documento de Trabajo Nº 82 Bs. As., 2006. 46 M&S Consultores, Informe Sectorial: Gas.

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obtenido por las empresas (y la falta de «seguridad jurídica»), no se efectuaron las inversiones necesarias para ampliar la oferta ya que las mismas eran «antieconómicas». Sobre el aumento de la demanda, los sectores que habrían explicado el crecimiento son el GNC (por la diferencia de precios) y las centrales eléctricas (por la necesidad de energía ante la baja producción de las represas hidroeléctricas). Desde la otra vereda, el gobierno acusaba a las empresas de no realizar las inversiones necesarias. El mismo presidente Kirchner declaró en plena crisis que el problema era que «Durante muchos años las empresas dejaron de explorar y no hicieron las inversiones necesarias para que haya gas».47 Del otro lado de la cordillera se recibían quejas de Chile (principal mercado de exportación del gas natural argentino) ante la posible reducción del gas natural enviado a ese país. Eran ahora los propios representantes de las industrias chilenas quienes exigían «seguridad jurídica» para mantener sus contratos de abastecimiento a pesar de la crisis de abastecimiento. Sin embargo, la Ley de Hidrocarburos aún vigente aclara que los hidrocarburos sólo pueden exportarse si no son requeridos en el mercado interno y que la Ley de Privatización de Gas del Estado Nº 24.076 dicta expresamente que: «Las exportaciones de gas natural deberán (...) ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional (...) en medida que no se afecte el abastecimiento interno».48 Sin embargo, analizando las exportaciones (según datos oficiales) de gas natural mes por mes en plena crisis interna, se descubre que las exportaciones no sólo no disminuyeron sino que son más altas que los años anteriores (Gráfico 34). En el gráfico se observa claramente cómo los volúmenes de las exportaciones de gas natural (cuya mayor parte se dirige a Chile) no disminuyó en los meses de la crisis de abastecimiento de 2004 (salvo en el mes de mayo). En el resto de los meses, a pesar de presentarse faltantes en industrias y estaciones de servicios las exportaciones de gas natural resultaron superiores (o iguales) a los años 2002 y 2003. De esta manera, el total para el año 2004 resultó un 14% mayor que las exportaciones del 2003. Esto a pesar de que en los medios de comunicación se presentara que las exportaciones serían reducidas en un 14%.49 En el año 2005, si bien se registra una caída con respecto a 2004, las exportaciones fueron las mismas que en el 2003 (antes de la crisis) compensando las menores exportaciones en los meses de marzo a junio con mayores envíos en los meses estivales. 47 «Kirchner advirtió que puede haber problemas con el gas», Clarín, 07 de Mayo de 2005. 48 citado en De Dicco. El comportamiento del oligopolio energético que opera en Argentina sobre la oferta primaria de gas natural, IDICSO, Universidad del Salvador, Bs. As., 2005. 49 «La crisis energética: un 14% menos» en Clarín, 2 de abril de 2004.

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GRAFICO 34 EVOLUCION MENSUAL DE EXPORTACIONES DE GAS NATURAL

Millones de M3 750

700

650

600

550

500

450

400

350

300 Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

2005

Junio

2004

Julio

2003

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

2002

Elaboración propia. Secretaría de Energía

Por tanto, se concluye que, a pesar de los que dictan las leyes de Hidrocarburos Nº 17.319 y de Privatización de Gas del Estado Nº 24.076, las empresas privadas mantuvieron sus negocios exportando mayores cantidades de gas natural mientras que en el mercado interno, se recurría a cortar el suministro a industrias y estaciones de servicio. Todo esto sin que el ENARGAS (ente encargado de la regulación del gas) y la Secretaría de Energía hicieran nada. Sobre la naturaleza misma de la crisis, se analizará la validez de las dos principales razones de la crisis dadas por las empresas. Por un lado, el aumento extraordinario e inesperado de la demanda y, por el otro, la falta de inversiones provocado por el congelamiento del precio del gas (y de las tarifas de transporte y distribución). Para comenzar, se rechaza de plano la hipótesis de un problema de falta de capacidad de transporte o de extracción ya que la crisis de 2004 se suscitó en verano, con valores mucho menores a los existentes, por ejemplo, en invierno de 2003 cuando no existió ningún problema de abastecimiento. Sobre la falta de inversiones por el congelamiento de los precios, ya se ha demostrado lo contrario. Como se mencionó anteriormente en el presente trabajo, la falta de inversiones existe desde el comienzo de la desregulación Diego Mansilla / 147

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y la privatización de YPF y Gas del Estado. En cuanto a las reservas, no se perforaron pozos de exploración de riesgo para la búsqueda de nuevos recursos. En contraposición, las únicas perforaciones que aumentaron fueron las de pozos de explotación con el sólo objetivo de extraer hidrocarburos ya conocidos por las inversiones de YPF.50 A pesar de lo que muestran las estadísticas, se escuchó desde las empresas y sus usinas de pensamiento que: «La distorsión del precio del gas, combinada con la incertidumbre del marco regulatorio gasífero, desalentaron la actividad exploratoria para el gas».51 Y ante esto se reclamaba beneficios impositivos para la exploración (a pesar de nunca haber explorado y que Argentina tiene una de las legislaciones más beneficiosas para las empresas en el mundo) y la prórroga de las concesiones por 10 años más (la mayoría de las concesiones vence en 2017). En cuanto a la etapa de transporte, las inversiones efectuadas por las concesionarias del transporte de gas natural se concentraron en los mercados de exportación. Los únicos gasoductos construidos desde 1989 se hicieron para exportar el gas natural, sin construir ninguno con miras al crecimiento de la capacidad de transporte para el mercado interno. Los pocos aumentos de capacidad interna se lograron con pequeñas inversiones de corto plazo y de fácil recuperación que hacían un uso más intensivo de las instalaciones recibidas de Gas del Estado. Es decir, se intensifica el uso del capital físico existente hasta el máximo mediante «loops» y plantas compresoras sin hacer inversiones de largo plazo.52 Por tanto, es incorrecto mencionar la falta de inversiones postdevaluación como una de las causas de la crisis de 2004-2005. Si bien es cierto que no se efectuaron las inversiones necesarias para el mantenimiento a largo plazo del sistema y que esto traerá problemas en el abastecimiento en el mediano plazo, las mismas no se realizan desde que las empresas se hicieron cargo de los servicios privatizados (la desregulación de 1989 para el Upstream y la privatización de Gas del Estado en 1993 para el transporte). Por el otro lado, para analizar la explicación del aumento de la demanda, se presenta el cuadro 12. En él se compara el gas entregado para los años 2005 y 2004 según tipo de cliente desde enero a mayo de cada año. Además se comparan los datos con los valores para el mismo período del año 2003 y del 2000. El cuadro está indicando que el aumento de la demanda de los primeros 5 meses de 2004 con respecto a los mismos meses del año 2003 fue de 50 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable-¿Se hicieron las Inversiones necesarias? 51 M&S Consultora. Op. cit. 52 Ver 3 De Recurso Estratégico a Commodity Exportable-Gas natural: Cambio de Estrategia.

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Cuadro 12 Comparación Consumo (enero – mayo) de Gas Natural Aumento Contra Aumento contra Consumo Año Anterior Año 2000 2005

2004

2005

2004

2005

2004

Residencial

2.087.385

2.033.927

2,60%

7,60%

12,90%

10,00%

Industria Centrales Eléctricas

4.685.529

4.695.665

-0,20%

7,40%

16,10%

16,30%

5.304.168

4.617.023

14,90% 37,70%

2,80%

-10,50%

GNC

1.280.775

1.215.666

21,70% 96,50%

86,50%

Resto

668.943

383.022

T OT AL

14.026.800 12.945.303

5,40%

74,60% 12,20% 88,50%

7,90%

8,40%

7,40%

18,20% 16,40%

Elaboración propia. En m3. Fuente: Enargas.

un 18%. Esto pareciera indicar que efectivamente se registró un gran aumento de la demanda con principal importancia en las centrales eléctricas y el GNC, tal como expresan las empresas. Sin embargo, en el año 2003 recién se estaba saliendo de la crisis económica que vivió Argentina desde 1999 y, por tanto, existió una baja demanda energética. Si se comparan los datos de 2004 con los de 2000 (el comienzo de la crisis), se observa que el aumento fue de apenas 7% (menos de 2% de aumento anual). Por tanto, si en vez de comparar con valores coyunturalmente bajos se analiza la demanda de 2004 con la demanda del comienzo de la crisis económica, es incorrecto decir que la demanda presentó un aumento grande e inesperado. Sería totalmente esperable un crecimiento de apenas 2% anual de la demanda de gas natural. Sobre todo sabiendo que durante la administración de Gas del Estado desde 1960 a 1990 la demanda creció a un ritmo de 11% anual. Con respecto al año 2005, el aumento con respecto a 2004 fue del 8%. Sin embargo el problema radica en que, durante la crisis de 2004 no se «guardó» el gas suficiente. Durante los meses estivales (de menor demanda), parte del gas natural extraído es acumulado para la mayor demanda durante el invierno. Así, por ejemplo una parte de los volúmenes extraídos son «Reinyectados a Formación» (es decir, devueltos al yacimiento). Durante la crisis de 2004 los volúmenes reinyectados bajaron considerablemente ya que el gas era necesitado para hacer frente a la demanda (tanto interna como externa). Así los volúmenes reinyectados durante los primeros 5 meses de 2004 fueron un 50% menor que durante el 2003. En total, durante el 2004 se reinyectó el 37% menos que en el 2003 y 46% menos que en el 2002. Con respecto al análisis por tipo de usuario, también existen diferencias con la explicación oficial. Primero se debe discernir en qué sectores el precio es una variable que modifica la demanda. Los sectores residenciales Diego Mansilla / 149

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y, en menor medida, las industrias no pueden cambiar en el corto plazo su demanda de gas natural ante un cambio de precios. La demanda de estos sectores es inelástica al precio y su cantidad es fija (o depende de otras condiciones como la temperatura para los residenciales y la actividad económica para las industrias). Por tanto es erróneo considerar que el aumento del gas residencial e industrial consumido fue una consecuencia de la pesificación del gas y el «atraso» de las tarifas. En el cuadro se observa que el aumento de 2005 a 2000 fue apenas del 12% para el consumo residencial y del 16% para el industrial. El aumento de la demanda de las centrales eléctricas de los primeros meses de 2004 con respecto al 2003 es del 38%. Esto parecería confirmar la hipótesis presentada de que una de las causas de la crisis fue el inesperado aumento del consumo de las centrales ante un año hidrológicamente pobre (ya que las Centrales de Ciclo Combinado efectivamente pueden utilizar tanto gas natural como fuel oil por lo que su demanda se modifica con los precios relativos). Sin embargo, si se compara su demanda con la de los mismos meses de 2000, la demanda del 2004 fue en realidad un 10% menor. Nuevamente es un error decir que la demanda de las centrales eléctricas creció inesperadamente. El único sector cuya demanda ha crecido en forma constante y que sí depende de los precios del gas natural es el GNC. Sin embargo, este aumento no es producto de la devaluación, sino que se trata de una política estatal de reemplazo del parque automotor naftero y gasolero. Además, su demanda sólo representa el 9% de la demanda total por lo que su aumento no puede generar una crisis del sistema. Por tanto, se rechazan todas las causas que se plantearon desde las empresas para justificar la falta de gas natural. En consecuencia, se rechaza la misma existencia de una crisis energética al no encontrar causas reales, ya que el faltante se debió a un «block-out» patronal más parecido a la extorsión que a una crisis por aumento de la demanda. Observando cuál fue la salida de la crisis de 2004, ya no quedan dudas que esta «crisis» fue una forma de presión de las empresas en contra del congelamiento de las tarifas. Como se mencionó, una de las primeras salidas ante la crisis fue la reanudación de las importaciones de gas natural desde Bolivia, abandonadas en 1999. Estas importaciones se pagaron a precios en dólares, mayores al precio de «boca de pozo» de nuestros yacimientos y mucho mayor al costo de extracción en nuestro país. Paralelamente, los titulares de los yacimientos de Bolivia eran las mismas empresas que no proveyeron el gas como correspondía. El 63% de las reservas de gas natural de Bolivia era manejado por Repsol, la francesa Total y Petrobras (empresas que también dominan casi la totalidad de las reservas de gas argentinas) que estaban buscando nuevos mercados para colocar el gas natural. Además, el gasoducto que 150 / Hidrocarburos y política energética.

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nos comunica con dicho país pertenece a la propia Repsol. En resumidas cuentas, se pagó más caro el gas a las mismas empresas que no invirtieron y no lo extrajeron de los yacimientos nacionales. La «crisis» fue superada definitivamente con la firma de las resoluciones 180, 181 y finalmente la 208/2004 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y Producción. Según estas resoluciones, a las empresas encargadas de la extracción no se les exigió ningún compromiso real (ya que los volúmenes que las empresas se obligaban a entregar eran menores a los extraídos en 2003) mientras obtenían un aumento real del precio en «boca de pozo». Mediante aumentos sucesivos (preponderantemente abonados por los sectores industriales) se llegaría a un valor de un dólar el Millón de BTU para julio de 2005. Además estas resoluciones cambian totalmente las reglas del mercado gasífero. Los consumidores no domésticos (pequeñas industrias, comercios, etc.) tendrán que recurrir obligatoriamente al mercado mayorista del gas. En vez de tarifas de un servicio público, el gas tendrá «precio» que las empresas tendrían que negociar con las petroleras. Es decir, cada Pyme tendrá que negociar el precio del gas directamente con los oligopolios multinacionales que extraen el gas.53 Teóricamente, uno de los requisitos de la existencia del «mercado» es la simetría entre el vendedor y el comprador. Por tanto, en este caso en vez de «mercado» vamos a vivir una imposición y un abuso de parte del oligopolio petrogasífero. Se ha cumplido, como comenta Calleja, el sueño de Martínez de Hoz.54 Luego de firmada esta resolución que implica un aumento en los precios del gas natural, la crisis fue superada. Esto muestra en qué medida la «crisis» se trataba de presión de las empresas por mayores tarifas luego del congelamiento post-devaluación y no una falta real de gas natural. En cuanto a la respuesta de parte del gobierno, se deben mencionar algunos puntos. Si bien, como se mencionó, durante la crisis se rechazó la explicación de las empresas de que se trataba de un problema ocasionado por el congelamiento de las tarifas, la solución no fue consecuente con sus declaraciones públicas. Luego de expresar públicamente que el problema era la falta de inversiones por parte de las empresas, la Secretaría de Energía firmó la comentada Resolución 208/ 2004 que implicaba un aumento de los precios sin ningún compromiso real de entrega de gas ni de inversiones. Además, la respuesta del gobierno para solucionar el problema de largo plazo ante la falta de inversiones, dejó mucho que desear. En vez 53 Este sistema ha comenzado a funcionar desde comienzo del año 2006. 54 Calleja, G. «¿Se cumple el sueño de Martínez de Hoz?», en Boletín InfoMoreno, N° 45 del 05 de mayo de 2004, Moreno (Movimiento por la Recuperación de la Energía Nacional Orientadora), Bs. As.

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de reclamar y obligar a las empresas a efectuar las inversiones necesarias, el Estado creó un fondo fiduciario con el aporte de los propios consumidores y del gobierno para la creación de nuevos gasoductos. Para financiar las obras se creó un nuevo «cargo por infraestructura» que es abonado por las industrias y el comercio que se suma al monto que ya se estaba abonando para ese fin (aproximadamente un 9% de la tarifa). Además se presentaron incentivos fiscales para la exploración de nuevos yacimientos de hidrocarburos. Es decir, mientras que frente a los medios se despotrica contra las empresas (como el Jefe de Gabinete Fernández que declaró que existe «un problema básico que obedece a la falta de inversión en todos estos años en el esquema de distribución de gas y también en la explotación»55 o la misma frase del presidente Kirchner anteriormente citada) a la hora de tomar medidas se vuelve a beneficiar a las mismas empresas. Las inversiones necesarias para el funcionamiento del sistema energético que no realizaron las empresas a pesar de sus cuantiosos beneficios serán financiadas por las industrias, el comercio, el propio gobierno y por todos los argentinos mientras que los beneficios de esas inversiones serán sólo de empresas. De la misma manera, se le da beneficios impositivos a las petroleras que no realizaron inversiones de riesgo (ni siquiera con el barril de petróleo a U$S 70). Mientras tanto las empresas continúan obteniendo altas tasas de ganancia sin riesgo alguno y como «castigo» a no haber efectuado las inversiones necesarias reciben nuevos subsidios y beneficios. Queda pendiente el pedido de las empresas de ampliar el plazo de las concesiones, aunque no parece que desde el gobierno se vaya a dar una solución favorable a los intereses nacionales. Como muestra, nada más hace falta ver la política de Sobich con Repsol y la prórroga ilegal, con 20 años de anticipación al vencimiento, de su concesión de Loma de la Lata (el mayor yacimiento de gas del país) firmada por De la Rúa y que no fuera objetada en ningún momento por la actual administración.

Conclusiones y consecuencias de la desregulación Haciendo un repaso por la historia de la desregulación de los hidrocarburíferos desde los primeros días de la administración Menem, se descubre claramente que todas las modificaciones en el mercado petrolero y gasífero fueron provocadas directamente por el cambio en la legislación. Principalmente mediante los tres decretos de 1989 pero también con las leyes y decretos que cambiaron el papel histórico del Estado, se logró transformar un sector altamente controlado y regulado.

55 «Para el Gobierno, falta de inversión genera los problemas energéticos» en Clarín, 05 de mayo de 2005.

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Al igual que en el resto de los sectores, se impuso un Estado pasivo e imposibilitado de actuar y regular para permitir que el laissez faire del mercado sea quien maneje la economía. La lógica del «bien común» que era quien dictaba las políticas energéticas e hidrocarburíferas fue remplazada por la «eficiencia» económica del mercado. En el caso del sector petrogasífero, se cumplieron los deseos desreguladores y privatistas planteados desde los diagnósticos presentados. Todas las modificaciones del marco legal se realizaron en ese sentido: quitar al Estado toda posibilidad de regular y planificar dándole total control sobre los recursos a las empresas privadas. Como ejemplo paradigmático de esto se encuentra el hecho de que se haya privatizado hasta la información. Desde 1989 la Secretaría de Energía no hizo ninguna auditoria sobre las reservas o la extracción y debe confiar en la veracidad de la información suministrada por las mismas empresas. Argentina es el único país que desconoce cuanto petróleo y gas posee. Sin embargo, para que esto fuera posible era necesario que el Estado abandonara también la intervención directa por lo que la privatización de las empresas públicas del sector era vital para esta nueva organización de la economía. Con este objetivo, además del ingreso de divisas para mantener el drenaje de divisas del pago de intereses y utilidades, fueron mal vendidas Gas del Estado e YPF (la empresa más grande del país) al capital privado. El precio pagado por estas empresas fue muy bajo como lo demuestra el hecho de que no se alcanzara el valor de reposición de Gas del Estado (70% aunque sólo se abonó el 41%) y que las acciones de YPF fueron compradas por Repsol a más del doble de lo que las habían tasado el Estado. A pesar de esto, las privatizaciones de Gas del Estado y de YPF fueron tan importantes que, aun subvaluadas, representaron el 52% del total recaudado por todas las empresas públicas. Como se demostró, rápidamente luego de algunos cambios accionarios las empresas se consolidaron en manos de firmas extranjeras que crearon un verdadero oligopolio tanto en el caso del petróleo como del gas natural. En ningún momento el Estado intentó frenar esa gran integración tanto vertical como horizontal del «mercado». Por ejemplo, en el caso de la privatización de Gas del Estado, se mostró que las limitaciones a la integración fueron constantemente disminuidas y empobrecidas. Lo mismo se puede decir del casi monopolio de Repsol en la extracción y refinación que fue obtenida de YPF o la falta de control de la restricción de 5 concesiones cuando hay 7 empresas que manejan entre 12 y 39 concesiones cada una. Las enormes ganancias extraordinarias que su posición oligopólica junto con la aquiescencia del Estado (gracias a, por ejemplo, marcos reguladores «a medida» que garantizan el beneficio empresario) les permitió a las empresas extranjeras recuperar la mayor parte de lo invertido Diego Mansilla / 153

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en muy poco tiempo. Como se comentó en el caso del gas, las empresas recuperaron el capital adelantado entre 4 y 7 años (contra los 35 de la concesión). Además esto significó grandes remesas de dividendos girados al exterior que significaron el 53% de los capitales ingresados y el 70% del total de renta obtenido por el capital extranjero desde 1992 a 2004. Estas empresas no dudaron en disminuir tanto las reservas como la extracción, creando la supuesta «crisis energética» de 2004-2005 con el objetivo de lograr un aumento en el precio de «boca de pozo» del gas. A pesar de haber demostrado que ninguna de las causas citadas por las empresas fue real, el gobierno autorizó el aumento de los precios sin ninguna exigencia. Además de este aumento las empresas lograron la desaparición de las tarifas reguladas para las industrias y los comercios (que dejan lugar a supuestos precios de mercado aunque en realidad no son más que precios impuestos por el oligopolio).

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5 CONCLUSIONES En la conclusión se repasarán los resultados de la presente investigación de tal manera de verificar la hipótesis propuesta. Primeramente, se descubrió que luego de la implementación del modelo desindustrializador durante la década de los 70 y su profundización en los 90, el sector hidrocarburífero sufrió los mismos cambios que los verificados en la estructura económica en general y el sector industrial manufacturero en particular. Estas modificaciones acompañaron las transformaciones del sector industrial que generaron el cambio de modelo de acumulación. El resultado fue un nuevo papel de los hidrocarburos dentro del entramado productivo. Al perder eslabonamientos productivos con el sector industrial nacional y aumentar, en cambio, el comercio exterior como destino de su producción, los hidrocarburos se alejaron de la industria y el transporte nacional. A partir de 1989 el petróleo crudo sin elaboración se transforma en una de las mayores exportaciones argentinas, llegando a superar a exportaciones de commodities tradicionales y siendo una de las causas de la primarización del comercio exterior argentino. De la misma manera, el crecimiento de la cadena hidrocarburífera se basó en la etapa extractiva mientras que cayó la etapa industrial (refinerías) que conecta la producción con el resto de los sectores productivos nacionales. Este crecimiento casi no tuvo contrapartida en la generación de puestos de trabajo ya que la cadena no es un gran demandante de empleo directo ni indirecto. A la vez, este sector empeoró su distribución funcional del ingreso, convirtiéndose en uno de los sectores más regresivos, por lo que su crecimiento contribuyó a la caída de los salarios en la distribución primaria nacional (en beneficio del excedente empresario). Por tanto se demostró la redefinición del rol del petróleo y del gas dentro de la estructura económica, pasando de insumos industriales a commodities para su exportación sin Valor Agregado, mediante las mismas transformaciones que sufrió el resto del aparato productivo. Este papel de los hidrocarburos es inédito en la historia argentina ya que desde antes de su descubrimiento en nuestro territorio, ya eran considerados insumos estratégicos para el desarrollo nacional. Luego se pasó a analizar los cambios en la estructura interna sectorial. En este punto se demostró que tanto los cambios dentro de la estructura sectorial como los relativos al entramado productivo fueron provocados por la pérdida de importancia estratégica del petróleo como recurso energético. Efectivamente, se comprobó que desde 1989 se llevó a cabo una extracción depredadora del recurso natural no renovable, sin estrategias Diego Mansilla / 155

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de agotamiento de mediano o largo plazo. Las empresas tuvieron la libertad (gracias a la aquiescencia estatal) de aumentar la extracción sin reponer las reservas, abandonando cualquier inversión de riesgo. Es más, el Estado no sólo entregó a las empresas privadas extranjeras el control sobre los yacimientos sino que creó un sistema nefasto por el cual se imposibilita en la práctica cualquier tipo de auditoria. Las empresas realizan declaraciones juradas sobre su nivel de reservas y de extracción sin que el Estado verifique los datos. Por tanto, gracias a la privatización de la información junto con la de los yacimientos, las reservas oficiales son el volumen de hidrocarburos que las empresas desean informar. El abandono de las inversiones se observó en la gran caída de prospección de nuevos pozos pero sobre todo en la casi nula perforación de pozos de exploración. La consecuencia del aumento de la extracción sin la correspondiente reposición fue la caída de las reservas de los hidrocarburos. Las reservas de petróleo cayeron un 14% de 1988 a 2005, alcanzando en este año para apenas 8 años de extracción de los casi 14 años de 1988. El caso del gas es aun más preocupante ya que la caída es más importante que en caso del petróleo. No sólo en cuanto a las reservas relativas (de un horizonte de reservas de casi 37 años en 1988 sólo llega a 8,7 años en el 2005) sino que el volumen total de reservas es un 43% menor que antes de la desregulación. Se demostró además que este aumento de la extracción se dirigió al exterior y no al consumo interno como expresión de la nueva estrategia de comercialización del petróleo (y en menor medida del gas). Mientras que desde 1989 a 2005 se exportó casi la totalidad del aumento de la extracción de petróleo (llegando a exportar el 40% de la extracción anual), los volúmenes procesados internamente son los mismos que en 1980 (y apenas superiores a los de 1989). Paralelamente, cada vez se exportan más los subproductos obtenidos en las refinerías. A partir de 2002 (a pesar de no haber aumentado las cantidades procesadas) se exporta anualmente el 50% de las naftas. En el caso del gas natural este fenómeno está aun más retrasado ya que hasta 1997 no comenzaron las exportaciones. Sin embargo, desde esa fecha se vendió al exterior el 60% del aumento de la extracción de gas natural a pesar de la constante caída en las reservas. Las exportaciones y el aumento indiscriminado de la explotación de los yacimientos sin su correspondiente reposición fueron tan importantes que, mediante un pequeño ejercicio, se pudo comprobar que la extracción de petróleo para la exportación puede explicar la caída de reservas. Sin las exportaciones de petróleo crudo efectuadas desde 1989 las reservas de 2005 aumentarían un 58% con un horizonte para 16 años (el doble de los 8 actuales) y un 87% con un horizonte de 30,3 años si, además, no se hubiesen exportado naftas. 156 / Hidrocarburos y política energética.

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Desde los noventa, al organizarse la economía según el modelo neoliberal de valorización financiera, el petróleo se exporta casi sin elaboración previa, cayendo notablemente las cantidades procesadas y recién luego de las la devaluación y la imposición de retenciones a las exportaciones, se exportan algunos subproductos elaborados. El rol del petróleo deja de ser el de insumo intermedio para la industria y el transporte, como ya comprobamos, al relacionarse cada vez menos con los sectores productivos nacionales y más con el sector externo como commodity. Todo esto no es otra cosa que las consecuencias de la pérdida del valor estratégico del petróleo y del gas, entendidos como recursos naturales predominantemente concebidos como insumo productivo y como necesidad básica de los hogares argentinos. Al negar el carácter de recurso natural estratégico a los hidrocarburos no sólo se abandona la preocupación por el abastecimiento futuro (al permitir esta estrategia de agotamiento extractiva que implicará la necesidad de importar en el mediano plazo) sino que también se entregó la misma renta actual del recurso. Como se describió mediante una rápida estimación por no contar con datos oficiales, el sector privado extranjero que maneja los recursos petroleros se apropia de la mayor parte de la renta petrolera. En promedio, desde el año 1996 las empresas petroleras se apropiaron de U$S 3.000 millones al año (el 47% de los U$S 6.500 millones de renta total). Para el año 2005, la renta total fue de U$S 12.000 millones, de los cuales las empresas se apropiaron del 37%. A estos importes hay que agregar los cuantiosos montos de renta del petróleo que se apropian las refinadoras. Mientras tanto, en promedio, el sector publico apenas obtuvo el 40% de la renta en los últimos 10 años. Previo a la desregulación el Estado y las provincias obtenían casi la totalidad de la renta gracias a YPF estatal y a la regulación a la que era objeto el mercado petrolero. Finalmente se analizó la desregulación y privatización en el sector hidrocarburífero. Se mostró la historia de la reformulación de las «reglas de juego» que alinearon este sector con el resto de aparato productivo. Como resultado, se logró el falso retiro del Estado de la economía (ya que no existió desregulación sino el cambio de un mercado regulado activamente por el Estado a uno dominado por las empresas gracias a la acción u omisión estatal). Para que esto fuera posible fue necesario el achicamiento y la desarticulación de las empresas públicas que dominaban el sector y lo regulaban en beneficio público, para posteriormente avanzar en su total privatización y extranjerización. Estas privatizaciones se realizaron con toda prisa, malvendiendo las empresas por valores que ni siquiera alcanzaban los costos de reposición lo que permitió obtener grandes ganancias a expensas del pueblo argentino. Del mismo modo, se «liberalizaron» los mercados y se generaron los Diego Mansilla / 157

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marcos regulatorios «a medida» que otorgaron total control a los oligopolios y pusieron a los consumidores a merced de sus decisiones. Al igual que en el resto de las transformaciones sufridas por el entramado productivo, la venta de las empresas energéticas repitió las características del resto de las privatizaciones. El objetivo de la reforma legal fue impedirle al Estado la planificación o el control del recurso. Se generaron los mecanismos por los cuales los oligopolios extranjeros que se quedaron con el dominio de las empresas públicas y las reservas pudieran cumplir con su objetivo: maximizar el valor económico presente de las reservas. Es decir, llevar adelante una estrategia de agotamiento depredadora sin las inversiones en reposición de reservas que limita seriamente las existencias futuras del recurso, aumentando la extracción para la exportación del recurso. De la misma manera, se entregó la renta petrolera a las empresas privadas que obtienen cuantiosos beneficios por los recursos naturales argentinos y se les otorgó total libertad para enviar al exterior toda esta ganancia. Se demuestra entonces nuestra hipótesis. Las medidas que revolucionaron el status quo del sector y generaron las condiciones y características del nuevo mercado petrogasífero fueron buscadas intencionalmente (por legislación directa o por falta de regulación) por estas Leyes y Decretos, como parte del abandono del significado estratégico del petróleo y de toda la estructura industrial en general para el nuevo modelo de acumulación que se intentó imponer. El mismo gobierno después de 1989 planteó la necesidad de abandonar el «valor estratégico» de los hidrocarburos por el más «racional» valor económico. Es claro que el Estado se retira del mercado, promoviendo a las «Fuerzas de Mercado» con el objeto de modificar la posición relativa de los hidrocarburos y que este reposicionamiento se debe a la pérdida de valor estratégico del recurso. El petróleo y el gas como insumos estratégicos que debían ser regulados y planificados eran funcionales al modelo de acumulación industrializador y mercado internista. En este modelo, la renta debía distribuirse en el mercado interno, logrando menores precios que ayudaran a la acumulación y mantuvieran bajos los costos. Al dar los pasos finales para la implementación del cambio de modelo, el petróleo y el gas se transforman en funcionales a la nueva organización desindustrializadora como productos primarios exportables y destinatarios de inversiones extranjeras. Para esto, fue necesario cambiar las estructuras internas del sector, garantizar grandes beneficios a los privados y generar la mayor liberalización del mercado posible Este cambio de posición del petróleo es también un cambio en la concepción del significado del recurso y su importancia estratégica para el gobierno, al igual que en lo económico se sustituyó la necesidad de un Estado regulador por el mercado como forma superior de organización. 158 / Hidrocarburos y política energética.

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Esta estructura del mercado, tanto en la extracción petrogasífera como en el downstream gasífero se mantiene hasta la actualidad. A pesar de que el gobierno de Kirchner pregone a los cuatro vientos el cambio de modelo, no se realizó ninguna modificación a este sector básico de la economía. Todo lo contrario: Como se mostró en la resolución de la «crisis energética», a pesar de declarar que la causa del faltante de gas fue la falta de inversiones de las propias empresas, el gobierno otorgó un gran aumento de precios sin ninguna exigencia que no hizo más que beneficiar a las mismas empresas. Además se convirtieron en precios las tarifas de las industrias y comercios, poniendo a las Pymes en manos del oligopolio petrogasífero. Como si esto fuera poco, se aprobó en octubre de 2006 la ley que otorga beneficios fiscales a las petroleras (casi los mismos que recibe la minería) para que las empresas realicen las inversiones que nunca efectuaron desde que se hicieron cargo de las reservas (aun con precios internacionales como los actuales, que serán pagados por todos los argentinos). Lo mismo se puede decir con la construcción de los gasoductos necesarios para el consumo interno de gas natural que serán abonados por los propios consumidores a pesar de que las empresas encargadas de realizarlos obtuvieron grandes ganancias sin efectuar las inversiones. En el caso de Enarsa (supuesta respuesta a la extranjerización y la falta de reservas) se ve el mismo camino. Para comenzar Enarsa se creó como Sociedad Anónima por lo que otorga parte accionaria a empresas privadas en vez de ser una Sociedad del Estado. Esta empresa no hizo otra cosa que entregar en concesión por contratos directos y secretos las reservas del mar argentino, otorgando libre disponibilidad de la extracción por lo que no soluciona los grandes problemas energéticos estructurales de la Argentina. Para terminar, este trabajo ha demostrado además que la actual estrategia de «crecer exportando» no puede mantenerse a largo plazo. En el mercado hidrocarburífero la política de «tipo de cambio alto» para garantizar la salida exportadora no tiene asidero. Se demostró que las reservas actuales no pueden garantizar el mantenimiento del autoabastecimiento en el mediano plazo, por lo que se debiera, como primera medida terminar con las exportaciones de crudo y subproductos. Se mostró la importancia de las exportaciones en la actual crisis de abastecimiento ya que, de no haber existido las ventas al exterior, el horizonte de reservas se duplicaría o triplicaría. Además, Argentina no puede basar su crecimiento en la extracción petrogasífera. El sector no demanda trabajo (ni directa ni indirectamente) y empeora la distribución funcional del ingreso entre capital y trabajo. Los únicos beneficiados con la actual estructura del mercado son las Diego Mansilla / 159

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empresas extranjeras que obtienen grandes beneficios extraordinarios al apropiarse de casi la mitad de la renta del recurso (además de sus utilidades normales) que envían regularmente al exterior (se remitieron más de 15.000 millones de dólares en concepto de ganancia, es decir el 53% de los capitales ingresados). Por tanto, ésta no es una forma de desarrollo sustentable a largo plazo (ni siquiera a mediano) sino que para garantizar el futuro abastecimiento energético se debe terminar de una vez con el actual mercado hidrocarburífero, organizado en beneficio de las empresas extranjeras y del modelo desindustrializador en 1989 por las políticas neoliberales y mantenido hasta la actualidad por los sucesivos gobiernos.

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Otros títulos publicados por el Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini Puerto Luis (La tercera invasión inglesa). Novela. Horacio López. A orillas del mar dulce. Novela. Pablo Marrero. Alem. La revolución traicionada. Novela. Horacio López. Micropoéticas I. El nuevo teatro de Buenos Aires en la postdictadura (1983/ 2001). Crítica teatral. Coordinador: Jorge Dubatti. Jorge Dubatti, Araceli Arreche, Federico Baeza, Marcela Bidegain, Susana Blanco, Patricia Devesa, Silvina Díaz, Maria Victoria Eandi, Marina Elbaum, Patricia Espinosa, Marina Garcia Barros, Mariana Gardey, Ana Groch, Silvana Hernández, Patricia Lanatta, Ileana Levy, Roberto López, Maria Fernanda Pinta, Lola Proaño, Cecilia Propato, Lucas Rimoldi, Alfredo Rosenbaum, Denise Scheines, Verónica Tejeiro. Micropoéticas II. El teatro de grupos, compañías y otras formaciones. Crítica teatral. Coordinador: Jorge Dubatti. Jorge Dubatti, Araceli Arreche, Marcela Bidegain, Gerardo Camilletti, Patricia Devesa, Silvina Díaz, Maria Victoria Eandi, G. Fernández Chapo, Mariana Gardey, Ana Groch, Klaus Kiewert, Patricia Lanatta, Araceli Laurence, Roberto López, Ruben Maidana, Cecilia Propato, Denise Scheines, Nora Lía Sormani, Marta Taborda, Melania Torres, Luciana Zylberberg. Micropoéticas III. Teatro y producción de sentido político. Crítica teatral. Coordinador: Jorge Dubatti. Jorge Dubatti, Ricardo Bartís, Marcela Bidegain, Pamela Brownell, Daniel Casablanca, Patricia Devesa, Maria Victoria Eandi, Mariana Gardey, Adriana González, María Natacha Koss, Patricia Lanatta, Marta López, Leonor Manso, Cristina Martí, Pablo Mascareño, Eduardo Pavlovsky, Gabriel Peralta, Javier Rama, María Romano, Nora Lía Sormani, Mariano Gabriel Ugarte. Sujetos a la incertidumbre: transformaciones sociales y construcción de subjetividad. Coordinadora: Susana Murillo. Susana Murillo, Dana Borzese, Eva Vázquez, Ignacio Amatriain, Matías Landau, Natalia Gianatelli, Paula Santamaría, Roberta Ruiz, Valeria Falleti, Vanesa Luro. Contratiempos. Espacios, tiempos y proyectos en Buenos Aires de hoy. Coordinadora: Susana Murillo. Julio Fajn, Susana Murillo, Paula Aguilar, Joaquín Algranti, Ignacio Amatriain, Dana Borzese, Natalia Gianatelli, Ana Grondona, Matías Landau, María José Nacci, Paula Santamaría, Valeria Ré, María Guadalupe Romero, Roberta Ruiz, Juan Ignacio Vallejos, Matías Zarlenga. Fábricas y empresas recuperadas. Protesta social, autogestión y rupturas en la subjetividad. Coordinador: Gabriel Fajn. Natalia Bauni, Julieta Caffaratti, Andrea De Felice, Fernando Bustamante, Nicolás Cha, Cecilia Gofman, Camila Help, Gisela Zukernik, Patricia Davolos, Laura Perelman, Natalia Cillis, Alexia Sánchez, Marcelo Summo. Prólogo de Angel Petriella. Contraviento. Organizaciones y poder. Angel Petriella. Argentina. La escritura de su historia. Ensayo. Daniel Campione. 166 / Hidrocarburos y política energética.

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Dos caminos - ERP Montoneros. Ensayo. Guillermo Caviasca. El comunismo en argentina. Sus primeros pasos. Daniel Campione Historia de la crueldad argentina I. Julio Argentino Roca. Coordinador: Osvaldo Bayer. Osvaldo Bayer, Daniel Campione, Miguel Mazzeo, Eduardo Sartelli, Grupo de Arte Callejero. Universidad y dictadura. Derecho, entre la Liberación y el Orden (1976/83). Pablo Perel, Eduardo Raíces, Martín Perel. Prólogo de Osvaldo Bayer. Los años de Menem (cirugía mayor). Ensayo. Julio C. Gambina y Daniel Campione. Moloch Siglo XXI. A propósito del Imperialismo y las Cumbres. Compilador: Julio C. Gambina. Juan Carlos Junio, Atilio Borón, Estella Calloni, Ana Esther Ceceña, Horacio López, Beatriz Rajland, Alfredo García, Daniel Campione, Juano Villafañe, Miguel Mazzeo, Pablo Imen, Ana María Ramb, Jorge Dubatti, Julio C. Gambina, Javier Echaide, Héctor Barbero, Sonia Winer, Luciana Ghiotto. Revolución y periodismo. Ensayo. Ricardo Horvath. Carta abierta a Mariano Grondona: Interpretación de una crisis argentina. Ensayo. Omar Acha. Osvaldo Bayer. Miradas sobre su obra. Cordinador: Miguel Mazzeo. Floreal Gorini, Osvaldo Bayer, Ana María Ramb, María Cecilia Di Mario, Ulises Gorini, Norma Fernández, Daniel Campione, Graciela Daleo, Juan Carlos Cena, Miguel Mazzeo. Por Tuñón. Compiladora: Susana Cella. Jorge Boccanera, Emiliano Bustos, Leonardo Candiano, Fanny Edelman, Daniel Freidemberg, Juan Gelman, Efraín Huerta, José Luis Mangieri, Lucas Peralta, Horacio Salas, Rosa Saravia, David Viñas, Fina Warschaver. Arte, política y pensamiento crítico. Coordinadores: Juan C. Romero y Marcelo Lo Pinto. Fernando Bedoya, María Teresa Constantin, Guillermo Fantoni, Alberto Giudici, Eduardo Grüner, Ana Longoni, Laura Malosetti Costa, Miguel Melcon, Alejandro Méndez, Luis Felipe Noé, Ernesto Pesce, Diana Wechler, Horacio Zabala. Sembrando al viento. El estilo de Osvaldo Pugliese y la construcción de subjetividad desde el interior del tango. María Mercedes Liska. La escuela pública sitiada. Estudio crítico de la Ley Federal de Educación. Pablo Imen. El PRT-ERP: Claves para una interpretación de su singularidad. Marxismo, Internacionalismo y Clasismo. Eduardo Weisz. Raúl González Tuñón periodista. Germán Ferrari. Las primeras experiencias guerrilleras en Argentina. La historia del «Vasco» Bengochea y las Fuerzas Armadas de la Revolución Nacional. Sergio M. Nicanoff y Axel Castellano.

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Debates pendientes en Salud. Compiladores: Dr. Ricardo López; Lic. Susana Gerszenzon. Hidrocarburos y política energética. De la importancia estratégica al valor económico: Desregulación y Privatización de los hidrocarburos en Argentina. Diego Mansilla. Miguel Angel Bustos. Prosa 1960-1976. Compilación y prólogo: Emiliano Bustos

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