Petróleo, una cuestión de Estado

Cuando Enrique Mosconi consiguió en 1929 la integración vertical de YPF forzó a una reducción del 30% en el precio de los combustibles que vendían las petroleras Esso y Shell. Fue una victoria histórica que se mantuvo, con sus más y sus menos, hasta el golpe militar del ’76. De allí en más, las denominadas “privatizaciones periféricas” relegaron la planificación estratégica y se intensificó la actividad del capital privado. Astra, Pérez Companc, Techint y Bridas fueron los ganadores de un proceso que culminó, ya en los ’90, con la privatización de YPF y la desaparición del Estado como regulador de la actividad. Hoy, la creciente necesidad de hidrocarburos y el drenaje de divisas por la importación de refinados, pone en evidencia el agotamiento del modelo privatista caracterizado por la compra de reservas baratas y la maximización de las ganancias; al tiempo que plantea la necesidad de construir una empresa testigo con capacidad para arbitrar en un sector clave de la economía nacional.
“Antes de la privatización existía una empresa estatal que regulaba el precio de compra y las cuotas de producción de las refinerías mediante una mesa de crudo. Teníamos una empresa testigo que intervenía en todas las etapas del negocio y garantizaba el abastecimiento interno. Hoy, sólo existen dos compañías integradas, que son YPF y Petrobras, pero ninguna es del Estado”, señala Mariano Barrera, economista e investigador de Flacso, además de autor de un artículo de próxima aparición sobre el tema en la revista Apuntes para el cambio.
Quienes estudian la cuestión subrayan la importancia de la integración vertical. Un ejemplo es Petrobras. La compañía estatal brasileña está presente en las fases de exploración, explotación, transporte, refinación y venta de combustibles. Pero también juega en el ámbito de la generación de energía; además de contar con líneas de transporte y distribución de electricidad. Un desembarco que comenzó cuando adquirió los activos del grupo Pérez Companc y que le permite participar del 7% y el 10% de la extracción de crudo y gas en el ámbito local.
El posicionamiento de Petrobras en el tablero local también habla del grado de extranjerización del sector. Los principales productores de hidrocarburos que operan en el país lo hacen con una lógica que no contempla necesariamente los intereses nacionales. “Uno podría decir que Pan American Energy tiene un origen local por la participación de Bridas, pero lo cierto es que tiene una lógica de multinacional. Otro tanto ocurre con Tecpetrol, del Grupo Techint. Petrobras, por su parte, tiene estrategias diferenciadas; en Brasil se comparta como lo hacía YPF antes de la privatización y en la Argentina maximiza las ganancias”, advierte Barrera.
Algunos números. Las ganancias promedio de YPF rondan los 1.200 millones de dólares anuales. Según el análisis de Barrera, la rentabilidad operativa –antes del pago de impuestos– fue del 36% para la explotación y del 7,2% en materia de refinación. Niveles en línea con las utilidades alcanzadas sobre la ventas por Petrobras y Pan American Energy –20% y del 23%, respectivamente–. ¿Cuánto representan las utilidades de YPF en los números globales de Repsol? Difícil saberlo. “A partir de 2004, la sociedad española dejó de publicar datos desagregados”, explica Barrera. Sin embargo, la información acumulada entre 2000 y 2004 permite vislumbrar su estrategia. “En 2004, el mercado español representó el 65% de las ventas totales del grupo y el mercado argentino el 17%. Sin embargo, la filial argentina aportó el 47% de las ganancias, contra el 32% generado en España. Mientras que en España el grupo obtenía una rentabilidad del orden del 5%, en nuestro país superaba los veinte puntos porcentuales”, puntualiza Barrera.
Los números, en principio, parecen corroborar la denuncia que habla de un abuso de la posición dominante. Pero hay más. En el mismo período, el 27% de las inversiones del grupo se orientaron a nuestro país, mientras que el 37% tuvieron como destino España. “Tienen mayores ventas allá, pero con una rentabilidad menor. En cambio, la rentabilidad es mayor en nuestro país, pero las mayores inversiones las efectúan allá. Esto implica un constante flujo de utilidades hacia el exterior”, detalla el investigador de Flacso.
Para los especialistas, una clave de las ganancias está en el factor de recuperación, que antes de la privatización de YPF se ubicaba por debajo del promedio internacional. En otras palabras: las empresas suplieron la exploración con la incorporación de tecnologías que aumentaron la productividad de los pozos en actividad e incrementaron las reservas que se conocían. De un total de 24 cuencas, sólo cinco –las mismas que descubrió y exploró la YPF estatal– son las que hoy se explotan. El 83% de las reservas de petróleo y el 65% de las de gas incorporadas después de los ’90 fueron sobre yacimientos descubiertos los ’80.
El relevamiento de Barrera agrega que en el ’95, cuando se privatizó YPF, la relación era un pozo de exploración terminado por cada siete de explotación. A partir de 2000, la relación promedio se ubicó en 24 a 1. Los estudios indican que la exploración comenzó a caer a partir del ’95, hasta prácticamente desaparecer –con apenas 9 pozos– en el ’99.
Uno de los argumentos para la privatización afirmaba que la burocracia estatal inhibía la participación de los privados y que, una vez reestructurado el sector, fluirían las inversiones. “Cuando YPF dejó de ser el motor, los privados ocuparon el espacio sin asumir riesgos. La falta de inversiones en exploración viene de lejos”, indica Barrera. En 1980, los gastos de exploración de YPF –medidos sobre el total de las ventas– representaban el 3,7%. En los ’90, la proporción cayó al 2,7%. En los años 2000, descendió al 1,4%. “Esta caía le permitió Repsol-YPF rentabilidades en el sector primario del orden del veinte por ciento”, agrega.
Otras voces.“Avanzar en el tema hidrocarburos sería poner a la Argentina en sintonía con Venezuela y Bolivia. Exigiría reformular la relación entre la Nación y las provincias. Retomar el control de los recursos implicaría un cambio conceptual importante”, advierte Carlos Raimundi, diputado de Nuevo Encuentro.
Alcira Argumedo, diputada de Proyecto Sur, subraya la necesidad de nacionalizar el petróleo y crear una compañía estatal. “Proponemos la creación de Yacimientos Petrolíferos Federales. Las empresas vaciaron las reservas. En el caso de una expropiación, el Estado tendría que hacerse cargo de lo más costoso del negocio. De cualquier forma, siempre es bueno que haya una empresa estatal”, afirma Argumedo. La diputada advierte que en un nuevo esquema, la participación de las provincias sería esencial. “Si el Gobierno avanza en esta línea, lo vamos a apoyar. Las cosas tienen que ser transparentes y serias. Como hicieron Chávez en Venezuela y Morales en Bolivia”, finaliza Argumedo.
El senador de la UCR por Santa Cruz, Alfredo Martínez, subraya que YPF es una empresa privada y las concesiones son potestad de la provincias. “Es importante reactivar la Organización Federal de los Estados Productores de Hidrocarburos. Es la manera de proteger las provincias en las negociaciones con las empresas”, sostiene Martínez. Según su visión, “la compra de la compañía es muy difícil, porque está valuado en unos catorce mil millones de dólares. Lo bueno es que se exija a las compañías que cumplan. Desde el radicalismo vamos a acompañar las políticas que resulten en un mayor control del sector”.
El Club del Petróleo
Las provincias suman presión
La expectativa generada por la reunión que mantendrán el miércoles próximo los gobernadores de las provincias petroleras creció durante las últimas horas. Las fuentes consultadas coincidieron en subrayar que, en principio, la idea es meterle presión a las compañías dedicadas a la explotación y exploración para que incrementen sus inversiones. El objetivo se cumpliría mediante la fijación de metas de producción de crudo y gas, pero también en materia de cantidad de pozos perforados e inversiones por concesión. La herramienta elegida es la Organización Federal de los Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) que integran Formosa, Jujuy, Salta, Mendoza, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
La preocupación de las provincias, responsables de negociar los contratos desde la reforma constitucional del ’94, ha ido en aumento en los últimos años. Y no se trata del costo fiscal que insume la importación de combustibles, gasto que corre por cuenta del Estado Nacional. En el caso de las provincias, la preocupación está centrada en la declinación de las regalías que reciben, a raíz de la caída en la producción.
En 2003, las provincias recibieron, en conjunto, unos 2.139 millones de dólares en concepto de regalías por la extracción de crudo; monto que se redujo a 1.200 millones en 2010 y que, hasta el tercer trimestre del año pasado –último dato disponible– acumulaba apenas unos 995 millones. Una pendiente declinante que también exhiben las regalías que perciben por el gas extraído, aunque en este caso el impacto en las arcas provinciales es mucho menor –unos 1.300 millones de pesos en 2010–.
Puesto en volúmenes, según los datos de la Secretaría de Energía, la extracción de crudo pasó de los 47 millones de metros cúbicos en 1998 a unos 30 millones en 2010; al tiempo que la extracción de gas, tras registrar un pico de 46 millones de metros cúbicos en 2006, descendió a 39 millones el año pasado.
Las fuentes consultadas explican que la decisión de avanzar quedó sellada durante una reunión que mantuvieron los mandatarios provinciales con el ministro de Planificación, Julio De Vido, poco después de que el titular de la cartera regresara de Venezuela, donde se reunió con el presidente Hugo Chávez, tras denunciar a las petroleras que se desempeñan en el mercado local de refinados por abuso de posición dominantes.
Modelo para desarmar
Las alternativas en danza
En qué medida sería un buen negocio para el Estado la reestatización de YPF? Una rápida mirada señala que la compañía se privatizó por unos 7.800 millones de dólares. En ese momento, tenía el 50% de las reservas de petróleo del país y el 48% de las de gas. Hoy, tiene el 14% y el 18%, respectivamente. Si se tiene en cuenta que el precio de cada acción en el mercado de Nueva York oscila en torno de los 35 dólares, el precio de mercado de la compañía se ubicaría en los 13.870 millones de dólares –unos 60.000 millones de pesos–. Más allá del lógico entusiasmo que podría despertar la recuperación de un activo estratégico, no son los pocos que opinan que la iniciativa sería como cerrarles el modelo privatizador a los actuales dueños. Son los que subrayan que los españoles compraron barato, vaciaron los recursos y, ahora, venderían caro.
Una alternativa que cobra fuerza señala la posibilidad de avanzar con la reversión de los contratos correspondientes a las áreas donde las compañías no cumplieron con los compromisos asumidos. La situación, según las fuentes consultadas, alcanza a casi todas las empresas, con excepción de Panamerican Energy. Quienes conocen del tema destacan que no serían las áreas más rentables, pero ser trataría de un primer paso hacia la construcción de una empresa estatal que podría actuar como testigo en el mercado local.
Quienes conocen los vericuetos legales apuntan a tres decretos que regulan el sector. Se trata de los decretos 1.212, 1.055 y 1.589 del año ’89. Son los que permitieron la desregulación y eliminaron la intervención estatal. Agregan, además, que la Ley 17.319 fijaba un cupo de cinco áreas de concesión y otras tantas de permisos de exploración por empresa. La eliminación de la restricción habilitó a que un mismo grupo empresario –bajo diferentes sociedades o asociado a otras empresas– multiplicara sus áreas. La prueba de la reconcentración es evidente. Entre el ’89 y el ’93, se entregaron 147 zonas. Cinco empresas participaron en el 60% de las concesiones otorgadas. En el caso de la privatización de YPF, fue la Ley 24.145 la que le permitió a Repsol mantener todas las áreas que integraban el patrimonio que la empresa tenía antes de ser privatizada.
Gas no convencional
Un recurso que espera
La Argentina integra el segundo grupo de países a nivel mundial donde el gas no convencional (shale gas) es abundante y que, a la vez, suman una importante infraestructura dedicada a la producción de gas natural, tanto para uso interno como para exportación. Se trata de un conjunto que conforman, además de nuestro país, Estados Unidos, Canadá, México, China, Australia, Libia, Argelia y Brasil.
Según los datos que maneja el mercado petrolero, Argentina cuenta con reservas estimadas de gas no convencional técnicamente recuperables por unos 774 trillones de metros cúbicos, sobre un total calculado para toda América latina de 6.622 trillones. Para tener una idea del volumen, alcanza con señalar que las reservas estimadas de Brasil son de unos 226 trillones. Argentina, incluso, supera a países de fuerte perfil petrolero, como Libia (290), México (681) y Argelia (230), o el propio Canadá (230), uno de los países precursores en la extracción de hidrocarburos no convencionales.
El dato sobre la infraestructura instalada no es menor. Quienes conocen del tema, señalan que el costo de aprendizaje en el negocio es muy alto. Según los especialistas, se trata de una cuestión clave que permitiría una oportuna reconversión de la producción y aportaría una fuente alternativa de suministro. Desde las empresas señalan que los precios actuales no justifican la inversión necesaria para desarrollar estos emprendimientos. Desde la Secretaría de Energía, en cambio, destacan el potencial del recurso y aseguran que su explotación está retrasada.
Gas. Reservas probadas (en trillones de metros cúbicos).
país Gas natural Gas no convencional recuperable
Venezuela 178,9 11
Colombia 4 19
Argentina 13,4 774
Brasil 12,9 226
Chile 3,5 64
Gas Natural (en trillones de metros cúbicos).
país Producción Consumo Importación (Exportación)
Venezuela 0,65 0,71 9%
Colombia 0,37 0,31 (21%)
Argentina 1,46 1,52 4%
Brasil 0,36 0,66 45%
Miradas al sur