Urgen el tratamiento y la aprobación legislativa del proyecto de transformación de YPF. El proyecto original fue enviado por el Poder Ejecutivo al Congreso en abril pasado. En agosto ingresó el nuevo proyecto de transformación de YPF, que concilia la primera versión, elaborada por José Estenssoro (titular de YPF) con la propuesta presentada por José Luis Manzano (entonces jefe de la bancada oficialista de Diputados).
Según muchos protagonistas -y analistas-del sector, Estenssoro cometió un error de evaluación política al aceptar negociar con el ex legislador mendocino un proyecto consensuado.
Creyó que Manzano y luego José Octavio Bordón (hasta ahora gobernador de Mendoza) allanarian los planteos de las provincias petroleras. El anzuelo era interesarlas con la participación accionaria en la nueva YPF y con una reforma más retórica que práctica en el régimen de propiedad de los hidrocarburos. Además cedió a los estados productores de hidrocarburos 10% de participación en los ingresos provenientes de la ventas de reservas en las llamadas Areas Centrales.
Ahora las provincias petroleras se sienten definitivamente protagonistas de las reformas estructurales en las áreas petrolera y gasífera y quieren discutir-y participar en-todo. Si la propiedad de los hidrocarburos les pertenece, no puede circunscribirse su ejercicio a yacimientos todavía no descubiertos (los incluidos en el nuevo Plan Argentina) o a los que se reviertan al finalizar los plazos de las concesiones.
Por otro lado, si se les reconoce su condición de accionistas contra créditos litigiosos por cobros de regalías, no se puede condicionar el ejercicio de sus derechos societarios a una suerte de fideicomiso en favor del Estado nacional, para que éste lleve adelante sus planes preelaborados. Quieren discutir la transformación de la petrolera estatal.
En definitiva, las provincias petroleras ya han sido invitadas a la mesa y ahora es más difícil acotar su protagonismo. La transformación de la petrolera estatal era más sencilla antes que ahora.
Ecos de la “batalla del petróleo”.
Visiones enfrentadas: la de Orsi y la de Estenssoro.
Para transformar el gas natural en reserva energética y desvincular su precio de los combustibles que sustituye, para el ex secretario de Planificación era preciso que YPF dejara de ser el gran productor gasífero.
En apariencia, el hecho desencadenante de la renuncia de Vittorio Orsi a la Secretaría de Planificación fue la designación de Eduardo Domínguez en el Ente Binacional Yaciretá. El candidato de Orsi era Luis Prol. Sin embargo, la razón de fondo del distanciamiento del empresario italiano del gobierno tuvo más que ver con su visión estratégica del sector energético y sus discrepancias con la política oficial. Para Orsi, el “Plan Maestro Nacional” para la energía tenía como precondición ganar la “batalla del petróleo”. La transformación del sector de hidrocarburos es fundamental para desvincular el precio del gas del precio de los combustibles que sustituye. El objetivo es transformar el gas natural, por su abundancia relativa, en reserva energética, y fomentar su desarrollo y expansión a través del sistema de acceso abierto que permita la competencia en el negocio de compraventa del producto.
La competencia gas con gas debería determinar menores precios finales del suministro y, por tanto, permitiría también menores costos de generación eléctrica. Para transformar la industria gasífera y generar competencia en el mercado de compraventa del gas es imprescindible diversificar la oferta productiva. En este punto, la propuesta de Orsi entra en abierta colisión con el plan de transformación de YPF. Hoy en día la oferta se reparte: 80% YPF; 10% Bolivia; 10% otros privados.
Con la transformación planteada por el proyocto Estenssoro, YPF seguirá concentrando 60% de la oferta productiva (se reduce su participación por la asociación en la Cuenca Austral y en la Cuenca Norte). Es decir, preservará su rol de gran productor gasífero. Con mayoría accionaria privada, YPF estará en condiciones de ejercer su poder de oferta y desnaturalizar la competencia gas con gas. Para Orsi, éste es un argumento clave para subrayar la necesidad de desmembrar a YPF en unidades de negocio y privatizar todos sus activos. Agrega además que por esta vía el Tesoro obtiene más fondos; se maximiza la competencia en el mercado petrolero y se evita la futura politización de la empresa transformada.
Muchos actores del mercado suscriben esta argumentación y recuerdan que Luis Rey (Pluspetrol) fue el primero en destacar la necesidad de privatizar totalmente a YPF. Estenssoro insiste en que, desde el punto de vista estratégico y práctico, su proyecto transformador es más ventajoso. Preserva una empresa integrada, con una envergadura relativa como para interactuar en el mercado internacional.
Su valor de privatización se maximizará con sucesivas colocaciones en Bolsa, ya que no hay capitales dispuestos a comprar todos los activos de YPF al mismo tiempo. La competencia del mercado hoy se mide, más que por su estructura, por las posibilidades de entrada y salida. En este sentido, el mercado petrolero argentino es uno de los más desregulados del mundo.
La oferta gasífera se diversificará por aumento del volumen productivo privado, cuando entre en producción la Cuenca del Norte, y con la eventual venta de gas chileno en el Sur.
El debate no está agotado, y para ilustrarlo incluimos un cuadro con valores comparados de privatización, elaborado por el equipo de Vittorio Orsi e incluido en uno de los reiterados informes que don Vittorio elevó al ministro Domingo Cavallo.
De recurso estratégico a recurso económico.
Qué sentido puede tener una política energética central.
El “modelo Alberta” puede impulsar a las provincias a manejar por su cuenta los yacimientos petrolíferos, compitiendo por capitales con planes propios.
Cuando el petróleo era considerado un recurso agotable estratégico, y el objetivo del país era alcanzar el autoabastecimiento, la argumentación dirigida a racionalizar la administración centralizada de los planes de exploración y desarrollo productivo de los mismos era irrebatible.
Aunque las provincias reclamaban la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos (dominio eminente), en la práctica aceptaban que el dominio inalienable e imprescriptible del Estado nacional (leyes 14776 y 17319) sobre los yacimientos facilitaba una explotación más racional y planificada de estos recursos no renovables. Las provincias concentraban sus esfuerzos en la cuenta de regalías.
Con la desregulación, el petróleo ha dejado de ser un recurso considerado estratégico. Es un recurso económico, alcanzado, como los otros, por las generales de la ley en lo atinente a la escasez. La referencia de los precios internacionales y los costos de producción interna determinan el nivel de actividad de la industria. El autoabastecimiento ya no es el objetivo central.
¿Qué sentido tiene entonces el diseño de una política energética centralizada? Si el dominio de los yacimientos de hidrocarburos vuelve a las provincias, ¿por qué no permitir que éstas compitan por los capitales (recurso también escaso) con planes petroleros propios?
La lógica del mercado frente a la federalización de los hidrocarburos sería el “modelo Alberta” de Canadá. Si algunas provincias imponen rigidez a sus políticas petroleras, o crean sus propias petroleras estatales para apoderarse de la renta del recurso, o gravan con más impuestos la actividad, serán desplazadas como destino de inversión por otras provincias con normas y planes más flexibles a las reglas de juego del mercado.
¿O será que se trata de un recurso económico con características especiales por tratarse del insumo energético por excelencia? En tal supuesto, ¿cuál es el sentido de tener una política energética nacional administrada por el gobierno central? Un verdadero tema de debate que recién comienza.
Alianza virtual en el gas.
Intereses comunes entre provincias y productores.
El objetivo es menor precio de gas para los usuarios; pero a mayor precio para el productor, mayores regalías Una convergencia que se hará sentir.
La transformación de la industria del gas en la Argentina busca establecer un mercado competitivo en la compraventa del producto (varios productores negociarán el precio del producto con varios demandantes -compañía de distribución, grandes consumidores-, incluida la intermediación de los “brokers”).
A tales efectos se establece la operatividad del sistema como de acceso abierto (contractual carriage), no pudiendo los transportistas comercializar gas (salvo los volúmenes necesarios para mantener el balance del sistema). También se restringe la integración vertical de la industria. Quien tenga participación controlante en un segmento de la industria, no podrá tener participación controlante en ninguno de los restantes segmentos.
El objetivo final del esquema es establecer la competencia de gas con gas, que redunde en menores precios para los usuarios. Desde el punto de vista económico, esto se traduciría en un traspaso de la renta gasífera de los productores a los consumidores.
Ahora bien, como las provincias gasíferas se apropian de parte de la renta del gas a través de las regalías y éstas se calculan aplicando una alícuota al valor boca de pozo, sus intereses respecto al precio que pueda negociar el productor de gas son convergentes. Cuanto mejor sea la negociación obtenida por éste, tanto mayor será el monto de regalías que aquéllas van a obtener.
Las provincias han advertido que el sistema que optimiza el precio a obtener por el productor es el open access, siempre y cuando se permita la integración vertical de la industria. Obviamente a los productores también les interesa la posibilidad de ser transportistas, e incluso distribuidores, para afianzar su posición negociadora y obtener mejores precios por el gas que vendan.
La concientización respecto a esta convergencia de intereses puede determinar cambios en la propuesta oficial de marco regulatorio para la industria elevada por el Poder Ejecutivo, cuando el tema sea debatido por la Cámara de Diputados.
Transporte de gas.
Dos alternativas.
Según el criterio que resulte elegido, la compañía Sur puede resultar mucho más grande que la Norte.
Ya existe acuerdo sobre la división de los troncales en dos compañías de transporte. La Compañía Norte y la Compañía Sur. El estudio para establecer la viabilidad técnica de la subdivisión fue realizado por la consultora americana Stone & Webster (hoy a cargo de la consultoría técnico-económica de la privatización).
El estudio estableció dos alternativas de subdivisión, cuyas trazas se ilustran en los mapas adjuntos.
La segunda alternativa trata de nivelar el tamaño de las dos compañías en función de los volúmenes transportados por los gasoductos involucrados. En la alternativa II la Compañía Sur es 70% más grande que la Compañía Norte.
Respecto de la configuración de las unidades de distribución la fórmula de transacción para superar la instancia legislativa serla la de respetar las jurisdicciones provinciales dejando librada a la autoridad de aplicación la posibilidad de regionalizar el mapa cuando el criterio técnico económico así lo aconseje.
Estrategia industrial.
¿Por qué Esso y Shell no se integran “aguas arriba”?
Esta es la pregunta que en forma reiterada se formulan tanto desde el gobiemo como desde la industria. Para interpretar esta actitud de las dos grandes petroleras, Carta Petrolera requirió la opinión de un experto de primer nivel, Marcelo Paladino, director académico del Instituto de Altos Estudios Empresariales. Lo que sigue es su visión del tema.
Parece estar, claro que el sector petrolero está sufriendo un profundo cambio estructural: se van perfilando las nuevas características del mercado que enmarcan las posibilidades que tiene una empresa para competir y desarrollarse en ese sector. Ese cambio de estructura de mercado -reglas de juego- llevará a que se modifiquen las conductas -parámetros de comportamiento- de las empresas, en busca de lograr el mejor desempeño en el largo plazo.
Algunos de esos cambios de conducta, buscando un mejor posicionamiento, se dan a través de fusiones, adquisiciones, aparición de nuevos competidores e integración en la cadena de valor.
En este proceso de cambio de conductas, que habrá que seguir muy de cerca para ir focalizando cada vez mejor los planes estratégicos de las empresas, resutta interesante analizar por qué las dos empresas petroleras privadas más importantes, Shell y Esso, no se han integrado al “up-stream”. La hipótesis lógica es que están apuntando a lograr la mayor eficiencia de sus operaciones en la Argentina, la que está basada en:
* la competitividad en el “down-steam”;
* el dominio de la gestión de abastecimiento.
El primer punto es obvio: se deben invertir recursos en asegurar el desarrollo de la imagen empresarial y las redes comerciales adecuadas, para ganar terreno en la fase clave del margen del negocio, que por muchos y diversos motivos es la venta de subproductos y servicios.
En cuanto al abastecimiento de crudo, podía haber existido un riesgo al levantarse la mesa de crudos y quedarse sin posibilidad de tener el volumen necesario que antes aseguraba el Estado. Sin embargo, el cambio de estructuras en el “up-stream” ha inducido conductas empresarias que facilitan que Shell y Esso no vean, por ahora, tan necesario derivar recursos a esa fase del negocio. Veamos:
* La oferta de crudo tiende a crecer y a originar interesantes saldos exportables, lo que no hace pensar en posible escasez. La conducta de los productores será ahora definida por un mercado donde se espera que la oferta supere a la demanda interna.
* A los productores, debido a los costos de logística, les convienen tener importantes clientes nacionales.
* El precio para las refinerías resultará francamente conveniente considerando el “spread” que hay entre “import-export parity”.
* El cambio de estructura impulsado en el sector”aguas arriba” parece dificultar conductas de cartelización. En vez de ello, influirá más el poder de los “compradores” que el de los “vendedores”.
* Un último punto, que abarca a todo el proceso de desregulación petrolera, seguramente habrá sido considerado por Esso y Shell: si bajan los precios de crudo, ¿cuál será la rentabilidad real del negocio “up-stream” en la Argentina?
Resumiendo: ¿para qué salir del área rentable del “down-stream” si hasta se mejoran en volumen y precio las condiciones de la oferta de crudo?
Panorama internacional.
Puede haber estabilidad en el mercado mundial.
Por primera vez en décadas, hay posibilidad de un entendimiento de fondo entre productores y consumidores. A nadie le convienen bruscas oscilaciones en precios.
Para Estados Unidos fueron de vital importancia las deliberaciones sobre perspectivas energéticas regionales, que tuvieron lugar recientemente en Houston. El país necesita contar con suministros seguros en el área. México y Venezuela demostraron su confiabilidad como productores durante la guerra del golfo Pérsico, aumentando la extracción de crudo. Otros países, como la Argentina, están empeñados en demostrar la apertura a las empresas extranjeras en el sector y atraer inversiones en el área.
Como telón de fondo estuvieron las perspectivas de la industria durante toda la década y la ansiedad que provocan en una economía global las frecuentes oscilaciones de precio o las interrupciones en el suministro.
No hay otro producto básico que haya tenido vaivenes tan pronunciados en precios, ni que sea tan fundamental para la economía mundial. La cooperación para estabilizar el mercado en un nivel adecuado a los intereses de productores y consumidores parecería una necesidad obvia. Hasta ahora no ha sido posible. Tal vez por primera vez, en más de dos décadas, están creadas las condiciones para un entendimiento de fondo .
A principios de los años ´70, el barril de crudo costaba US$ 1. A principios de los ´80, superó los US$ 30 (llegó a US$ 34 en algún momento). En 1986, había caído a US$ 8 por barril. El año pasado, al producirse la invasión de Kuwait, el precio escaló vertiginosamente de US$ 15 a US$ 40 en 60 días (el pronóstico era que si había guerra con EE.UU podía llegar a US$ 80). En este momento está por debajo de US$ 20 el barril y la pretensión de los productores agrupados en la OPEP es que se normalice en torno de US$ 21.
Según la gran prensa internacional, la culpa de las bruscas oscilaciones la tiene la OPEP . Las culpas, en todo caso, parecen estar repartidas. Algunas voces en EE.UU. preconizan que la situación de influencia adquirida en el Medio Oriente -y la buena disposición de Arabia Saudita, el gran productor, hacia Washington-permitiría imponer rígidas condiciones a la OPEP.
En cambio, otras voces más prudentes propician la cooperación entre productores y consumidores con el argumento de que se está en el mejor momento para llegar a un entendimiento que ponga fin a un histórico desencuentro.
Lo cierto es que al final de los ´70 y principios de los ´80, con precios que trepaban en ascensor, la OPEP y los demás productores tenían escaso interés en sentarse a debatir un acuerdo. Lo inverso ocurrió durante los últimos años. Primero la recesión, luego el ahorro energético, la recurrencia a fuentes alternativas, y la misma sobreproducción petrolera en la zona del Golfo, permitieron la indiferencia de los negociadores de las economías de vanguardia.
Tal vez por primera vez hay un interés coincidente. Los productores necesitan recursos para pagar sus deudas, reconstruir sus economías y recuperar el ritmo de crecimiento. Los grandes consumidores requieren certeza para encarar una década que se ha iniciado con recesión.
La crisis provocada por la guerra por la liberación de Kuwait, que anuló las exportaciones de este país y de Irak, demostró la buena voluntad de la OPEP . Los demás miembros elevaron sustancialmente su producción-para evitar una interrupción del suministro en el mercado mundial. En el caso del continente americano, la mayor producción de Venezuela y de México -que no es miembro de la OPEP-, garantizó el normal suministro en Estados Unidos. La sobreproducción de Arabia Saudita representó 60% de lo que dejaron de exportar los dos países en conflicto.
En una economía global, el normal suministro petrolero es vital para todos los protagonistas. Los consumidores requieren de una provisión normal a precios razonables. Los productores demandan un precio justo y estable, y acceso a los grandes mercados compradores.
En cuanto a los intereses de los consumidores en las naciones más prósperas, no son precisamente los productores los que conspiran para obtener ganancias desmedidas. El sistema impositivo vigente en muchos de estos países hace que el precio del barril de crudo en el mercado interno sea el doble del que cuesta importarlo. Esa gruesa diferencia aumenta las arcas fiscales de los países que, al par que imponer fuertes impuestos al petróleo, responsabilizan a los productores por los precios vigentes. En la mayoría de los países de Europa occidental, el impuesto al petróleo creció en 132% entre 1980 y 1990, a pesar de que, en el mismo lapso, el precio del barril declinó en 30%.
Fuerte demanda hasta fin de año.
Por lo que queda del año, los países productores de la OPEP, han decidido extraer crudo al máximo de su potencial, sin cuotas o techos como los que regían hasta ahora. Ante la imposibilidad de saber cuánto pueden producir o exportar Irak y Kuwait, se convino que el máximo de producción se establecerá en 23,65 millones de barriles diarios, mucho más que los 22,3 m de b/d, que era el límite informal hasta ahora. Con el nuevo ritmo productivo y la intensidad de la demanda se espera que el valor del crudo se estabilizará en torno de US$ 21 el barril. Por lo menos ésa es la expectativa de los ministros de la OPEP.
El invierno en el hemisferio norte aumenta la demanda, pero esta vez se suman, además, las dificultades para exportar de la industria petrolera soviética (primer productor mundial). Boris Yeltsin acaba de interrumpir las exportaciones de Rusia para garantizar energía para el consumo interno.
Los precios irían ascendiendo lentamente hacia la meta de US$ 21 por barril en las próximas semanas. Si el ascenso no logra el ritmo previsto por la OPEP, podría haber un intento de reducir la producción para elevar precios. Si no fuera por la decisión saudita de bombear 8,5 m de b/d que obligó a los demás productores a ir al máximo de su capacidad, se hubiera sentido la ausencia de exportaciones soviéticas. El mercado se hubiera desestabilizado y los precios ascendido vertiginosamente.
Inquieta también la persistente caída de las exportaciones petroleras de la URSS -situación que ahora se agravará-, la gran fuente para conseguir divisas duras. El país es el principal productor mundial (10 millones de barriles diarios). Las exportaciones para este año se estimaban en 1,9 millón de barriles diarios, pero es difícil que se logre alcanzar esta meta. La OPEP, en tanto, está extrayendo a 90% de su capacidad, lo que achica el margen de reponer cualquier disminución de la cuota soviética.