En 1991 la producción petrolera creció sólo 400 mil m3 respecto a 1990 (28.5 millones contra 28.1 millones de m3). Las explicaciones oficiales del reducido incremento giran en torno de las limitaciones que impone la transición en proceso de cambio estructural.
Sin embargo las previsiones privadas y las de la petrolera estatal son mucho más optimistas para el corriente año. De mantenerse el nivel de precios, YPF proyecta un aumento de la producción global de más de 10% respecto del año anterior.
La producción media diaria del primer trimestre estaría avalando este pronóstico. Es interesante observar cómo se va diversificando la oferta productiva. YPF, en 1992, seguirá ofertando 58,4 % del volumen total de crudo. Obviamente, parte de la producción ofertada por YPF le es suministrada por los privados en función de asociaciones vigentes (contratos reconvertidos, áreas centrales, cuenca austral). De allí que otras publicaciones subrayen que actualmente los privados operan más crudo que YPF, lo que desde ese punto de vista es verdad.
Desde la perspectiva de mercado es más relevante cómo está estructurada la oferta petrolera en 1992.
Con este panorama de producción se cumplirá el pronóstico de CARTA PETROLERA de noviembre pasado, respecto del aumento de saldos exportables en 1992 en función del año precedente. (ver gráfico Balanza comercial, página 116.)
Producción de Petróleo 1992 (en Mm3)
YPF Privados Total
Total 18.423 13.133 31.556
Administración 12.858 12.858
V. Concesiones 714 714
Contratos de riesgo 1.741 1.741
Areas centrales YPF 1.385 1.385
Contratos recon % YPF 762 762
Contratos s/reconvertir 1.198 1.198
Nuevas asoc. 418 974 1.392
A. centrales 4.021 4.021
Nuevas conc. 996 996
Contratos P. Houston 62 201 263
Contratos reconvert. 6.171 6.171
Areas cedidas/provincias 56 56
Perspectivas del “Plan Argentina”.
Sin sobresaltos en materia de producción, el desafío sigue siendo la evolución de las reservas.
Es de esperar que la inversión privada en el desarrollo de yacimientos que ahora se operan bajo las nuevas reglas de juego se traduzca en un aumento de la recuperación in situ. Esto ampliará el horizonte de reservas recuperables. Pero es importante descubrir nuevas trampas geológicas. El Plan Argentina se ha promocionado en Londres y Houston en seminarios convocantes de potenciales inversores. Le toca competir con muchos planes alternativos en un momento en que países de los más diversos signos políticos y sistemas económicos pugnan por atraer capitales extranjeros al área exploratoria.
Los europeos tienen focalizada su mira en las alternativas que ofrecen las nuevas economías emergentes del Lejano Oriente y las posibilidades que otorga una apertura petrolera en Rusia. Los estadounidenses serían más proclives a invertir en Argentina.
Para comparar el atractivo de los planes exploratorios alternativos que se ofrecen en el mundo, se acompaña el gráfico que vemos abajo.
Con el fin de aumentar el atractivo de las áreas que se ofrecerán en el primer llamado, el secretario de Hidrocarburos anunció la posibilidad de posponer hasta 50% del requerimiento mínimo de 300 unidades de trabajo del primer período de exploración, difiriéndolo al segundo período, conforme al régimen de la ley de hidrocarburos.
Debe tenerse en cuenta el cronograma que aparece al pie de página.
Está por decidirse la incorporación de tres áreas más para totalizar las 148 áreas previstas originalmente para tener en cuenta en la agenda petrolera del corriente año.
CRONOGRAMA
Venta de documentación Apertura Nº de áreas
1ra. ronda 31/3 30/6 41
2da. ronda 4/5 31/8 57
3ra. ronda 1/6 31/10 47
El “franchising” despierta interés.
Sigue convulsionado el “down-stream” petrolero. Mientras YPF selecciona la consultora encargada de revisar las conclusiones del informe de comercialización elaborado por Mc Kinsey, crecen las expectativas en la red de agentes y comercializadores de la petrolera estatal.
En un esquema de “franchising” regionalizado, la posibilidad de convertirse en una suerte de Automóvil Club Regional tienta a muchos grupos inversores. Es un negocio de escaso riesgo y que puede ser muy rentable según los volúmenes en juego y las condiciones de negociación con la empresa dueña de la marca.
El “franchising” como sistema de comercialización de combustibles es utilizado por la petrolera del Estado uruguayo. Allí ANCAP compite en un mercado regulado con otras compañías multinacionales.Los resultados de confiar al management privado la comercialización de los combustibles de una marca ha dado buenos resultados en el país vecino.
Hay que aguardar los resultados de la implementación de ese esquema en el mercado de combustibles argentinos. Mientras tanto siguen agitadas las aguas de la competencia al trascender nuevas solicitudes de cambio de bandera en estaciones de servicio de las áreas más rentables.
Gas.
Crecen las dudas por el marco regulatorio.
Incidente en la Cámara de Diputados de por medio, conforme anticipáramos a los lectores, el marco regulatorio del gas es ley. Hubo algunas modificaciones respecto del proyecto original, que, lejos de despejar dudas, las alimentan.
Fruto de la conciliación de intereses, los principios fundacionales de la nueva estructura de la industria quedan lesionados por las “flexibilizaciones”. La competencia gas con gas, que es la piedra angular del nuevo esquema, no está asegurada ni siquiera en el mediano plazo. Subsiste una estructura de oferta gasífera muy concentrada.
El transporte y la distribución, sujetos a regulación, deberán ser actividades con rentabilidad sobre la inversión que comprometen, sin posibilidad de hacer diferencias en el precio de los volúmenes de gas que se transportan o distribuyen. Para ello, las restricciones a la integración vertical deben ser regidas y el contralor del Ente Regulador, eficaz. Este Ente, aunque definido como autárquico, va a estar constituido por un Directorio nombrado por el Poder Ejecutivo.
Aunque se haga alusión a las condiciones profesionales que deben reunir sus miembros, y a cierta intervención en su designación y remoción por parte del Senado, va de suyo que no está garantizada la estabilidad y con ello la profesionalización de estos funcionarios que en el esquema propuesto tienen importantes y necesarias facultades.
El esquema competitivo para el mercado de compra-venta de gas por el cual se ha optado, es por otra parte el que demanda mayores regulaciones en la cadena del transporte y la distribución. La efectiva aplicación de esas regulaciones va a depender en gran medida del Directorio del Ente Federal Regulador del Gas. Toda práctica colusiva, o acuerdo entre los actores de la cadena de valor, repercutirá sobre el consumidor final.
No debe olvidarse que el objetivo de la competencia del gas con el gas es trasladar la renta gasífera del productor al consumidor. Esto debe reflejarse en menores precios. Si el esquema no funciona, la víctima será el consumidor de gas. El más desprotegido en el sistema, por su condición de usuario cautivo, es el consumidor residencial o pequeño usuario.
Respecto del cronograma de privatización, al esquema anticipado en la Carta de marzo (Nº5), habrá que correrle los plazos aproximadamente un mes.
Debate.
El petróleo como un recurso estratégico.
La evolución histórica de la industria petrolera presenta un buen ejemplo de la interacción entre la operación del mercado, el ámbito institucional y las reglas de juego que rigen el sector.
* La British Petroleum no fue un mero producto de la operación del mercado inglés en el contexto internacional de sus días. No existiría, de no haber sido por la obsesión institucional de la Foreign Office y del almirantazgo británico a comienzos de siglo por contener la influencia rusa en Irán para proteger la ruta a la India.
* La Total tampoco existiría, si la dirigencia francesa, tras la primera guerra, obsesionada por los problemas de suministros que existían, no hubiera creado la Compagnie Franìaise des Pétroles y exigido por ella la cuarta parte de las reservas petrolíferas de la Mesopotamia asiática. Primó en su creación la concepción de recurso estratégico.
* En la conformación de las grandes compañías privadas también se entremezcla la lógica del mercado, en interacción con el ámbito institucional y las reglas de juego.
* Sucede que la historia del mercado petrolero, cíclicamente erige al petróleo o bien como recurso estratégico, o bien como producto básico, como “commodity” en función del contexto político institucional y las reglas de juego dominantes en el escenario internacional.
Cuando el petróleo es jerarquizado como recurso estratégico, tal lo señalado por CARTA PETROLERA de marzo, se altera la operatividad del mercado, predomina el mercado spot, la industria tiende a segmentarse y predominan los acuerdos horizontales (entre productores y consumidores), los precios suben y la rentabilidad de la industria se da principalmente aguas arriba. En estas circunstancias el Estado interviene de diversas formas regulando el mercado.
Si el petróleo es negociado como un commodity, funciona la lógica de asignación del mercado (con las imperfecciones que caracterizan todos los mercados). La estabilidad permite las transacciones contractuales y últimamente el desarrollo del mercado a futuro. La industria tiende a integrarse verticalmente para articular fuentes de suministro con posicionamiento en los mercados de consumo y la rentabilidad del negocio integral tiende a concentrarse aguas abajo.
Es decir, el concepto de recurso estratégico es un concepto dinámico. Cuando el petróleo se transforma en un commodity indispensable, en condiciones de tiempo y lugar, pasa a ser un recurso estratégico. El planeamiento estratégico de los actores del mercado y la política petrolera de un país no pueden soslayar estos principios. La adhesión dogmática a la concepción estratégica o a la concepción de mercado suelen producir disritmias con la realidad con grandes costos para las empresas y para el país.
La década de los años 90 será competitiva para la industria petrolera.
El esclarecimiento del marco impositivo.
Las oportunidades de negocios que ofrece el sector de hidrocarburos en la Argentina demandan de nuestra publicación esclarecimiento de temas impositivos vinculados al sector. En consulta con el Dr. Luis Erize, del estudio Abeledo Gottheil, transcribimos su opinión de experto en la materia.
“Las compañías petroleras que efectúen la explotación de hidrocarburos se encuentran sujetas al presente régimen impositivo: impuesto a las ganancias, impuesto sobre los activos, impuesto al valor agregado, impuesto sobre los ingresos brutos.
En esta entrega describo las principales características del impuesto a las ganancias.
1. El impuesto grava las ganancias obtenidas por personas físicas y sociedades, obtenidas en el país y en el exterior. Los contribuyentes locales pueden computar, como pago a cuenta del impuesto a las ganancias, las sumas efectivamente pagadas en el exterior por impuestos análogos sobre sus actividades. Este cómputo se aplica hasta el límite del incremento fiscal originado por la incorporación de la ganancia obtenida en el exterior.
Los sujetos no residentes en el país (quienes no permanecen en el mismo por más de seis meses en el transcurso del año fiscal) tributan sólo por las ganancias de fuente argentina.
Los quebrantos originados en el exterior, no se consideran de fuente argentina, por lo cual sólo pueden compensarse con ganancias obtenidas en el exterior.
2. El impuesto recae sobre las ganancias impositivas determinadas conforme con las disposiciones legales que establecen los criterios a seguir y que, en general, están referidos a imputación de las ganancias al ejercicio fiscal, determinación de ganancia bruta, costos y gastos deducibles, exenciones y deducciones.
3. Hay cuatro tipos de contribuyentes:
a) Sociedades de capital: incluyen a las sociedades anónimas, en comandita por acciones (en la parte comanditaria), asociaciones civiles, fundaciones, sociedades de economía mixta y empresas del Estado.
La tasa del impuesto es de 30% (a partir de los ejercicios que cierran con posterioridad al 1.4.92). A partir del 1.4.92 se derogan las retenciones sobre los dividendos en dinero y en especie pagados a toda clase de beneficiarios (residentes y no residentes).
b) Sucursales de empresas del exterior: se encuentran sujetas a la tasa de 30% (a partir de los ejercicios que cierran con posterioridad al 1.4.92).
c) Personas físicas: la tasa es progresiva desde 6% a 30%.
d) Beneficiarios del exterior: son las sociedades, empresas o cualquier otro beneficiario del exterior que perciba sus ganancias en el extranjero directamente o a través de apoderados, agentes, representantes o cualquier otro mandatario.
La tasa general es de 30% y se aplica sobre una presunción de ganancia neta de fuente argentina que varía según los conceptos que se retribuyen.
Están exentos del impuesto a las ganancias los intereses originados por créditos obtenidos en el exterior, para financiar la operación de importación de bienes muebles amortizables (excepto automóviles).
Sólo está exenta la financiación original que otorga el vendedor o la obtenida por su intermedio o directamente por el comprador o por el importador del país, siempre que se aplique exclusivamente a las referidas importaciones.
4. En el caso de que se produzcan pérdidas impositivas se podrán trasladar a ejercicios futuros hasta cinco años.
5. Las exenciones dispuestas por la ley del impuesto a las ganancias pierden su efectividad cuando produzcan una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.
Esta norma, de notorias dificultades prácticas para su aplicación, tiene vigencia cuando:
a) Existe en el país una ganancia exenta o una desgravación.
b) Esa ganancia resulta gravada en el exterior. En estos casos se anula la exención o desgravación con el objeto de evitar que el sacrificio del fisco argentino (no percibir el impuesto) redunde en un beneficio del fisco extranjero.
6. Específicamente para la actividad de explotación de hidrocarburos se debe señalar que:
a) Las erogaciones efectuadas para un pozo que resulta no explotable se pueden deducir como gastos operativos generales. Ello debido al principio general de deducción de los gastos necesarios para obtener ganancias.
b) Los costos de exploración, líneas de sísmica, etc. integran los costos que se toman en cuenta para valorizar los yacimientos y son amortizables (art. 2, RG 2165/79).
c) Respecto de amortizaciones puede adoptarse bien la amortización lineal, que implica una cuota fija anual, o bien la amortización anual deducible.
El procedimiento previsto en la ley para determinar la amortización anual deducible surge del valor unitario de agotamiento (costo atribuible al yacimiento más los gastos incurridos en la concesión) multiplicado por el número de unidades extraídas en cada ejercicio fiscal (artículo 84, Ley del Impuesto a las Ganancias, RG 2165)”.
Estadística inhallable.
Como se observa en los cuadros, el precio del crudo en el mercado interno sigue evolucionando dentro de las prioridades de importación y exportación. Los precios de los subproductos (nafta super, gas-oil) que según nuestros datos a fines del año pasado y comienzos del corriente desbordaron la paridad de importación, han vuelto a cotizarse entre las bandas de referencia.
Hemos recogido muchos comentarios y sugerencias sobre la estadística de costos. Según el compromiso asumido la misma se suministrará trimestralmente.