Savia vital del sistema capitalista, el petróleo y el gas constituyen, en verdad, su combustible y su motor; son también los engranajes esenciales de un macro-sistema energético como el argentino, cuya génesis se remonta a los albores del modelo de industrialización sustitutiva de importaciones, marco histórico en el que el crecimiento del parque automotor, el aumento de la circulación caminera, y las necesidades de abastecimiento de la red eléctrica exigieron el incremento de la extracción de combustibles fósiles. El Estado nacional, al convertirse en responsable por el equipamiento del territorio, ensayó una respuesta a tales demandas de racionalidad y, a través de sus empresas -Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Gas del Estado, Yacimientos Carboníferos Fiscales (YCF)-, concretó el tendido de las primeras redes de oleoductos (Comodoro Rivadavia-Buenos Aires) y gasoductos (Comodoro Rivadavia-Buenos Aires, Plaza Huincul- General Conesa), a la par que emprendió la construcción de algunas refinerías (Bahía Blanca, Dock Sud) y polos petroquímicos (La Plata, San Lorenzo, Luján de Cuyo). Entregando su producción a Gas del Estado a precio de costo, YPF desarrolló en tal sentido una función-clave, fomentando la sostenida expansión de la cobertura del servicio de gas natural a partir de la implementación de subsidios cruzados entre los usuarios domiciliarios e industriales y las flamantes centrales termo-eléctricas.
No obstante, el papel desempeñado por el Estado no era en modo alguno monopólico: empujadas por la sustancial merma de la producción estadounidense, las grandes petroleras extranjeras se instalaron con renovado ímpetu en el país a partir de la segunda mitad del Siglo XX. Silveira (1999a: 104) explica que el petróleo norteamericano, que en 1950 representaba el 52% de la extracción mundial, redujo su participación al 33% en 1960 y al 25% en 1967. Nuevos sistemas de objetos, formados por campamentos, torres, cigüeñas, tanques, piletas de almacenamiento, poliductos y gasoductos, multiplicaron su número para imprimir brío y dinamismo a la producción y la circulación hidrocarburífera. Se difundía a su vez la técnica de recuperación secundaria de pozos, solidaria respecto del inicio de las primeras perforaciones en la plataforma submarina. Vigentes entre 1958 y 1973, los llamados ‘contratos petroleros’ delegaron en firmas foráneas y grupos nacionales gran parte de la extracción de hidrocarburos, y así eclipsaron “el objetivo de abastecimiento defendido por YPF”, pues, “pese al auge de la explotación, Argentina continuaba importando petróleo”
(Silveira, 1999a: 104). El Estado perdería aún más protagonismo después de la crisis mundial de 1973; mientras la red de oleoductos (Challacó-Allen-Puerto Rosales-La Plata), refinerías (Plaza Huincul) y gasoductos de alta presión (Norte, Centro-Oeste, San Martín, NEUBA I y II) se expandía bajo la influencia del capital privado, la gestión estatal del macro-sistema energético se deterioraba merced a factores tales como el crecimiento del
consumo doméstico, el endeudamiento de YPF y Gas del Estado172, los cada vez más elevados precios pactados con los contratistas y, sobre todo, la importación del gas boliviano. No es extraño, pues, que en virtud tanto de dicha decadencia cuanto de la entronización del sistema de poder neoliberal, el oligopolio petrolero-gasífero estatal fuera enajenado al capital privado a comienzos de la década de 1990; así pues, las destilerías, la flota naviera, la red de oleoductos, todas las áreas centrales -Puesto Hernández, El Huemul, El Tordillo, Las Vizcacheras, Loma de la Lata- e incluso algunas marginales fueron adquiridas a precios irrisorios173 por firmas domésticas y extranjeras. YPF, al caer en manos del grupo español Repsol, conglomerados financieros -BBVA (Banco Francés) y La Caixa-, la petrolera estatal mexicana PEMEX e inversores estadounidenses, más también contemplar la participación minoritaria del Estado nacional, se convirtió en otro testimonio de constitución de una neoburocracia, esto es, un híbrido de sistemas de acciones públicas y de mercado. Orientada al mercado mundial, la sangría de hidrocarburos ganó fluidez, gracias a la eliminación de derechos de exportación y la ‘desregulación’ de la ‘mesa de crudos’, lo cual no sólo liberó las importaciones, sino que también permitió drenar al exterior hasta el 65% del petróleo extraído y el 70% de las divisas; a cambio, el Estado nacional se contentaba con el pago a las provincias productoras de regalías situadas en el orden de apenas el 12% del valor en boca de pozo174; volviéndose estratégicos para los intereses globales175, los espacios de la producción hidrocarburífera se convirtieron en escenarios de batallas y alianzas entre nuevos y viejos trust extranjeros, encumbrados grupos de la burguesía argentina (Pérez Companc, Soldati, Bulgheroni, Techint), la privatizada YPF y empresas estatales foráneas (Petrobras, Sipetrol).
Objeto de otra aguda segmentación y reestructuración, la firma Gas del Estado176 fue también enajenada: sendas licencias177 fragmentaron178 la explotación del sistema de gas natural más extenso de América Latina179 entre dos transportistas troncales y nueve compañías distribuidoras. Si Transportadora de Gas del Norte (TGN) -Techint, Soldati, Total Austral, CMS Energy, NGI, British Gas y Gas Natural de España- se apropió de los gasoductos Norte (Campo Durán-San Jerónimo) y Centro-Oeste (Loma de la Lata-San Jerónimo), Transportadora de Gas del SUR (TGS) -Petrobras, Pérez Companc, ENRON, Citicorp, Camuzzi, Italgas, GDFI y SOFINA- se apoderó del sistema San Martín (San Sebastián-Gutiérrez) y de los gasoductos troncales NEUBA I (Sierra Barrosa-General Rodríguez) y II (Loma de la Lata-Las Heras). No obstante, el capital extranjero no actuó en soledad, sino que se alió a grupos vernáculos para explotar las áreas de distribución180: así lo testimonian paradigmáticos casos como los de Gas Natural BAN -Repsol YPF, British Gas, Soldati-, Metrogas -Techint-, Litoral Gas -
172 Entre 1976 y 1989, las políticas de precios y las ventajas otorgadas a los consorcios energéticos desataron un creciente desequilibrio financiero en YPF, instándola a recurrir al endeudamiento externo e interno para continuar con el autoabastecimiento de combustibles. Los diferenciales de precios entre las compras de YPF a los contratistas y las ventas a destilerías constituyeron subsidios ‘encubiertos’ para los grupos económicos y endeudamiento para la petrolera nacional. En algunos casos, esos precios superaron incluso los valores reinantes en el mercado internacional. Paralelamente, YPF perdía participación en la producción petrolera. La incidencia de capitales vernáculos y extranjeros en la extracción de crudo pasó, entre 1977 y 1980, del 25% al 40%. El consumo de gas natural creció, entre 1972 y 1989, a razón del 7,5%, en tanto que su participación en la matriz energética pasó del 14% al 42%. El déficit operativo de Gas del Estado ascendió, entre 1985 y 1992, a 1.400 millones de dólares. En ambos casos, el deterioro de la gestión pública del oligopolio petrolero fue producido adrede, deliberadamente, para justificar su posterior privatización.
173 Los activos estatales sufrieron una fuerte subvaluación, toda vez que las reservas ‘misteriosamente’ se desplomaron en el contexto de esas licitaciones desde 400.000 a 270.000 millones de metros cúbicos, para luego ‘recuperar’ sus niveles normales, gracias a que los adjudicatarios ‘descubrieron’ yacimientos ya explorados (Cacace
et al, 2006:112-117).
174 Decretos 1.055/89 y 1.212/89, Ley Nacional 24.145.
175 Pan American Energy obtiene de Argentina y Brasil el 71,4% de su producción mundial de hidrocarburos. En 2004, Repsol y Petrobras expoliaban de Argentina el 61% y el 40% de su producción total de gas natural, controlando, en el caso del petróleo, el 73% y el 60%. Para Techint, las cuencas Noroeste y San Jorge representan el 53% de sus reservas mundiales (De Dicco, 2004a: 5-11). Estados Unidos, asimismo, importa más del 50% del petróleo que consume, situación que se repite en buena parte de las naciones europeas, exceptuando a Rusia, Noruega e Inglaterra. Argentina es el trigésimo segundo país en cuanto a la posesión de reservas comprobadas de petróleo, siendo el primer productor de gas natural del Cono Sur.
176 La reestructuración de Gas del Estado comenzó con el decreto 48/91, basado en las pautas de la consultora Mc Kinsey Co.
177 Los contratos de licencia son por un plazo de 25 años, con opción a prorrogarse por 10 años adicionales. 178 Ley Nacional 24.076 de 1992 y decreto reglamentario (1738/92).
179 Se trata de 9.800 km de gasoductos principales y secundarios, y más de 50.000 km de red de distribución domiciliaria.
180 Litoral Gas (Santa Fe y partidos del norte bonaerense -Baradero, B. Mitre -hoy Arrecifes-, Colón, Pergamino, Ramallo, San Nicolás y San Pedro-); GASNOR (Jujuy, Salta, Tucumán y Santiago del Estero); Distribuidora de Gas del Centro (Córdoba, Catamarca y La Rioja); Distribuidora de Gas Cuyana (Mendoza, San Juan y San Luis); Metrogas (Capital Federal, Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Esteban Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, Quilmes y San Vicente); Gas Natural BAN (norte del conurbano bonaerense -Escobar, Carmen de Areco, Exaltación de la Cruz, General Las Heras, General Sarmiento, La Matanza, Luján, Marcos Paz, Mercedes, San Andrés de Giles, Suipacha, San Fernando, Vicente López, San Isidro, Pilar, Tigre, Campana, Moreno, San Miguel, Malvinas Argentinas, José C. Paz, Morón, Ituzaingó, Hurlingham, Merlo, Tres de Febrero y General San Martín-); Camuzzi Gas del Sur (Río Negro, Neuquén, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y el partido bonaerense de Patagones); Camuzzi Gas Pampeana (La Pampa y resto de Buenos Aires); GASNEA (Entre Ríos, Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa).
Tractebel (SOFINA), Techint-, GASNEA -Pan American Energy, Bridas, Emprigas, GDFI, Cartellone-, GASNOR -GASCO, Cartellone-, Distribuidora de Gas Cuyana y del Centro -Sideco, Italgas, Lousiana Gas & Energy- y Camuzzi Gas Pampeana y del Sur -Camuzzi, Citicorp, SEMPRA Energy-181, entre otros; es por eso que, para Silveira (1999a: 264), “el discurso estatal de
quiebre del monopolio del gas” contrasta “con la realidad de los nuevos monopolios, una vez
que en cada región no existe sino una única firma proveedora”. Esa autora (Silveira, 2003a:
85) explica que, mimetizándose “bajo diversas razones sociales y alianzas ad hoc”, los
“monopolios se ocultan detrás de una fragmentación empresaria a escala nacional”182 que
enmascara la concentración del “proceso de trabajo y de la acumulación de la plusvalía”. He aquí la paradoja suscitada entre el desmembramiento jurídico de la cadena y su posterior reunificación bajo un mismo comando externo.
No es extraño, pues, que la concentración económica o empresarial de la producción se haya intensificado; si firmas como Repsol YPF, Pan American Energy, Total Austral, Petrobras y Vintage Oil daban cuenta, en 2005, del 77,0% de la producción de petróleo y del 86,7% de la extracción de gas (Argentina, 2006d) (Cuadro 1), el poder que las mismas detentan sobre las reservas del subsuelo es, desde todo punto de vista, igualmente apabullante: basta señalar que el 82,3% de los recursos energéticos conocidos se halla en manos de Repsol, Pecom- Petrobras, Tecpetrol (Techint), TotalFinaElf, Pan American Energy, Sipetrol, Total Austral y Wintershall, firmas que, a su vez, ejercen un control casi monopólico sobre los depósitos de gas de las cuencas Neuquina (85%), Austral (94%) y Noroeste (100%) (De Dicco, 2004a: 5- 11). Normas estatales como la devaluación y pesificación del signo monetario nacional tejen, asimismo, otras solidaridades organizacionales con esos capitales, beneficiándolos a partir de la multiplicación del ingreso de divisas y la reducción de sus costos operativos. Nada indica que el poder del oligopolio petrolero-gasífero183 se vea erosionado por la flamante creación de la empresa energética estatal ENARSA; como la forma jurídico- organizacional adoptada por esta última es la de una sociedad anónima, y no la de una sociedad del Estado, ella testimonia el secreto propósito de operar en el campo energético como una empresa sujeta al derecho privado. Controlada en un 35% por accionistas, ENARSA se limita a controlar concesiones todavía no adjudicadas, otorgándolas discrecionalmente a empresas extranjeras -Sipetrol, Pan American Energy- sin realizar licitaciones públicas. Es otro episodio de amalgama, en una misma figura, de la racionalidad burocrática del Estado y la lógica mercantil de las firmas globales.
Si en otros países la cotización del petróleo depende de los costos reales de producción y las utilidades derivadas de su refinación y comercialización, en Argentina aquella es determinada a partir de los costos de los campos petroleros norteamericanos, dados por el llamado barril WTI (Western Texas International)184. Suplantando e ignorando los costos de producción locales, esa regulación externa introduce en los lugares un contenido de tiempo hegemónico puro que permite al capital imponer sus propios ritmos de producción, exportación y agotamiento del recurso y, también, decretar la renovación o el envejecimiento, a escala nacional y local, de las áreas de producción; y ante la absoluta ausencia de un mecanismo compensatorio que atenúe el impacto de las frecuentes y bruscas fluctuaciones de los precios internacionales185, el territorio se revela permeable al
181 Eso explica que, entre 1990 y 2000, el 79,3% de la IED destinada a la provisión de gas proviniera de Estados Unidos, España, Italia y Canadá (Argentina, 2002a).
182 Repsol YPF es propietaria de Astra, Pluspetrol, Compañía Mega y Natural Energy, poseyendo vínculos indirectos con Gas Natural de España. Pérez Companc era, hasta la enajenación de Pecom, el mayor grupo energético independiente de América Latina, con operaciones en Argentina, Brasil, Venezuela, Bolivia, Perú y Ecuador. Con la compra de Pecom, Petrobrás pasó a controlar unas 24 áreas petroleras en el país, las destilerías de San Lorenzo y el 25% de Refinor, amén de las participaciones accionarias que Pecom Energía poseía en TGS a través de CIESA, Transener, Transba, la porción de Distrilec en Edesur, Yacylec, Petroquímica Cuyo, las usinas termoeléctricas de Genelba y Pichi Picún Leufú, el 29,3% del capital social de la represa Urugua-I y parte del sector contratista de la esfera nuclear -Conuar y FAE-. De ese modo, la empresa estatal brasileña se transformó en el segundo consorcio energético ‘argentino’, pasando a controlar, además, la refinería de Bahía Blanca (Polisur BB, antes perteneciente a Dow Investment y Repsol) y EG3. Véase, además, el acuerdo Repsol YPF-Total Austral, que implica transferencias comerciales de áreas fueguinas off shore, el pacto del conglomerado hispano-estadounidense con Amoco para la explotación de Cerro Dragón-Anticlinal Grande en el Golfo San Jorge, con el consecuente reparto de costos -desembolso de canon y regalías- y beneficios - exención de impuestos nacionales- o la alianza de Repsol con Shell en la explotación de Petroquímica Ensenada. TGN entrega el gas de las cuencas septentrionales y centrales del país a Gas Natural BAN, Litoral Gas y GASNOR, entre otras. Techint vehiculiza directamente los flujos de gas desde las cuencas Neuquina y Noroeste hacia sus propias industrias.
183 En 2003, los niveles de rentabilidad de los principales conglomerados energéticos -siempre calculados sobre la base de las ventas- eran descomunales: Total Austral (71,6%); Chevron San Jorge (36,0%); Sipetrol (45,0%); Tecpetrol (51,2%); TGS (32,0%); Repsol YPF (21,9%); y Pan American Energy (18,0%). Mensuradas sobre el patrimonio, Total Austral (614,3%), Chevron San Jorge (101,3%), Sipetrol (72,7%), Tecpetrol (54,8%) y Camuzzi Argentina (33,9%) ostentaban rentabilidades todavía más significativas.
184 Con todo, la implementación de un sistema de fijación de precios como el colombiano, venezolano o ecuatoriano resultaría, en la práctica, poco menos que imposible, puesto que no existen registros oficiales de los costos de producción del crudo, excepto los informes de las firmas adjudicatarias de los yacimientos.
185 Si entre 1996 y 1999 la cotización del crudo cayó un 60% -situándose por debajo de los 6 dólares por barril- (Gómez, 2006: 219), en 2006 batió marcas históricas, alcanzando casi los 100 dólares.
influjo de las cotizaciones internacionales, fragmentándose conforme a sus vaivenes y permitiendo, así, la empirización de un sistema vertical de acciones. Sustituir los costos locales por un criterio global no impide, empero, que las firmas los reduzcan mediante repetidas y violentas reestructuraciones del mercado de trabajo186: entre 1992 y 1994, Repsol YPF se desembarazó del 88% de su plantilla laboral.
Sabido es que la ‘federalización’ de los yacimientos, al diluir la fuerza jurídica del Estado nacional, dejó en libertad a las firmas para negociar suculentos contratos con inexpertos gobiernos provinciales; es así como el capital acaba decretando la obsolescencia de algunas normas pretéritas que se revelan inadecuadas para sus intereses. Es por ello que Cacace et al (2006: 121) explican que, aunque la Ley de Hidrocarburos187 establece que ninguna firma puede detentar la titularidad directa y / o indirecta de más de cinco concesiones, Repsol YPF (85), Petrobras (32), Pérez Companc (19), Vintage Oil (15), Pan American Energy (11), Chevron-San Jorge (10), Pionner Natural Resources (9) y Tecpetrol (8) rebasan ostensiblemente ese número. Nadie ignora que tampoco los gobiernos provinciales perciben las regalías que por ley les corresponden: analizando la distribución de la renta petrolera, Mansilla (2006a: 22) demuestra que en 2005 las provincias sólo recibían el 7,2%, y que, vía la capitalización del 35% del impuesto a las ganancias y las retenciones a la exportación de crudo188, el Estado nacional se apropiaba del 30%.
Oscilando conforme a los caprichos de las corporaciones globales y los países más poderosos, los precios internacionales suscitan cambios coyunturales en cuanto a la velocidad e intensidad de la explotación de las cuencas hidrocarburíferas, y así consiguen imponer cambios permanentes o estructurales en el patrón espacial de flujos de inversiones y ganancias. Los cortes a la producción impuestos por los países de la OPEP primero, y la recuperación de los precios internacionales después, afianzaron a América Latina como destino preferencial de las inversiones de los cárteles petroleros y, de ese modo, modificaron la jerarquía de los espacios hidrocarburíferos. En lo que concierne al petróleo, la participación de una provincia como Neuquén sobre la cuenca homónima descendió, entre 1995 y 2002, del 81,6% al 67,7% (Argentina, 2004a), pero la incidencia de Santa Cruz sobre la producción doméstica ascendió, entre 1993 y 2005, del 16,1% al 21,6% (Argentina, 2006d). Surge entonces un mapa de jerarquías energéticas, en el que Neuquén, Santa Cruz y Chubut explican el 73,4% de la producción y el 70,7% de las regalías (Cuadros 2 y 4). No obstante, la Cuenca Neuquina representa más de la mitad de la extracción de gas natural, en tanto que, eclipsada por el ascenso del Noroeste, la participación del área magallánica ha mermado (Cuadro 3). Sobresalen, en ese contexto, Neuquén y Salta: si en 1993 esas provincias daban cuenta del 65,7% de la producción, en 2005 ya concentraban el 67,5%. Sólo Loma de la Lata -el yacimiento más rico de la Cuenca Neuquina189- explica el 25% de la producción nacional de gas natural (Argentina, 2006d), de ahí el duradero liderazgo de la ex-YPF; paralelamente, la concentración territorial de la producción conduce a la centralización de los recursos fiscales: Neuquén y Salta, que otrora daban cuenta del 69,4% de las regalías, pasaron a apoderarse del 80,2% (Cuadro 5).
Expresada a partir de la relación entre la cantidad de pozos y la superficie de cada cuenca, la densidad técnica de los espacios de la producción petrolera es, ciertamente, desigual. Silveira (1999a: 340), al estudiar durante los años noventa la productividad espacial de los lugares del norte patagónico, y después de apuntar que, “según parámetros del Geologic Service de los Estados Unidos, se considera explotada una cuenca que cuenta
con un pozo cada 5 km2”, explica que “Neuquén, la cuenca argentina más explotada, tiene un
índice de un pozo cada 90 km2”; esa autora concluye señalando que, como “una densidad
técnica baja conduce a una productividad espacial doméstica muy inferior a aquella
productividad-patrón, que es globalmente determinada”, esa menor espesura implicaría,
ciertamente, “un límite de la racionalidad hegemónica, una vez que el lugar es
relativamente viscoso y no responde completamente a los imperativos de la competitividad”.
Si se extrapola dicho análisis al contexto actual, es posible apreciar que, a inicios del Siglo XXI, dicho coeficiente se situaba, a nivel nacional, en el orden de un pozo cada 2,65 km2 para el petróleo, y de un pozo cada 3,1 km2 para el gas; se trata, pues, de un aumento de la productividad espacial del sector hidrocarburífero argentino, resultante de
186 Durante el trienio 1992-1994, Repsol YPF se desembarazó de más del 88% de su fuerza laboral. Los costos de producción reales de las empresas petroleras oscilan, según las cuencas y áreas implicadas, entre 4 y 12 dólares por barril.
187 Ley Nacional 17.319.
188 No obstante, y pese a que las retenciones pasaron del 15% al 45% durante el trienio 2002-2004, la renta apropiada por el Estado nacional disminuyó en términos relativos. Entre 1996 -sin retenciones- y 2005 -con retenciones situadas en el orden del 45% respecto de la exportación de crudo-, su participación cayó desde el 31,8% hasta el 27,9% (Mansilla, 2006a: 21).
189 Loma de la Lata fue cedido para su explotación a Repsol YPF hasta 2017, pero en 2000 ese conglomerado solicitó al gobierno neuquino una prórroga de 10 años; ésta fue otorgada, pese a que dicha empresa sólo desembolsó 300 millones de dólares por un yacimiento cuya cotización internacional superaba los 30.000 millones de dólares.
densidades técnicas más elevadas. El Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina, con un pozo cada 1 km2 y 1,8 km2, respectivamente, eran, en el caso del petróleo, las áreas más explotadas del país, diametralmente opuestas a las cuencas Austral y Noroeste -un pozo cada 29,6 km2 y 173,3 km2-; así, el Golfo San Jorge había sido 175,4 veces más perforado que el Noroeste, y la Cuenca Neuquina, 16,6 veces más explotada que el área magallánica (Cuadro 6). Los yacimientos neuquinos y chubutenses eran, en el caso del gas, los más explotadas -un pozo