El plan exploratorio que Argentina hoy ofrece al capital de riesgo puede ser comparado con otros planes alternativos, desde la perspectiva de la participación del gobierno en la renta petrolera de un eventual descubrimiento. En el GRAFICO I, a partir de la hipótesis de un descubrimiento de 100 millones de barriles, tomando una tasa de descuento de 12,5%, y un precio de US$ 19 el barril, es posible comparar la apropiación de renta petrolera por parte del gobierno, en planes exploratorios vigentes en distintos países del mundo.
Bajo las condiciones del Plan Argentina, el Estado nacional y provincial, vía regalías e impuestos, se apropia de aproximadamente 50% de la renta petrolera a generar por un descubrimiento productivo.
De los países comparados, sólo Australia supera en atractivo (desde la óptica de los intereses del inversor) las condiciones de apropiación de renta del Plan Argentina. Obviamente, para tomar una decisión de inversión en exploración petrolera, el atractivo económico de la invitación es sopesado junto con el atractivo geológico de las áreas en cuestión. Cuanto menor sea el atractivo geológico, mayor deberá ser el atractivo económico de la invitación.
En todas aquellas áreas exploratorias en que no existen derechos adquiridos (desiertas o revertidas), las provincias (nuevas titulares del dominio originario) podrán intentar sus propias ofertas exploratorias. Para conseguir inversiones en el entorno competitivo de esta década, deberán tener muy en cuenta la relación atractivo geológico/participación del Estado en la renta.
Impacto Ambiental.
La autorregulación es imprescindible.
La industria de hidrocarburos es una de las más notorias por el impacto ambiental adverso. Desde el tendido de líneas sísmicas y el uso de explosivos en la exploración hasta que el combustible deja el surtidor, innumerables operaciones son susceptibles de producir “daño ecológico”. Es más, el propio
consumo de carburantes derivados del petróleo plantea el debate sobre la emisión de contaminantes y la necesidad de reducirla (nafta ecológica). El tema ambiental va adquiriendo importancia creciente y convendría que los actores de la industria empezaran a “curarse en salud”.
En primer lugar hay que aceptar que las reglas de juego vigentes para el funcionamiento de la industria (desregulación y competencia del mercado) dejan el aspecto ambiental sin cobertura. La lógica de la operación del mercado no se hace cargo de las externalidades de la industria. A partir de allí hay que aceptar que las distintas actividades de la industria susceptibles de producir “daño ecológico” deben ser reguladas. La regulación del impacto ecológico tiene carácter preventivo (tiende a evitar el daño); sin embargo, la autoridad de aplicación debe contar con facultades jurisdiccionales que le permitan actuar expeditivamente en caso de infracción. La sistematización de las regulaciones
(donde la propia industria debe efectuar un aporte al poder público) y las precisiones en materia de competencia y jurisdicción evitarán sorpresas futuras y acotarán mayores costos que a menudo se traducen en un factor de competencia desleal.
Todavía está pendiente la reglamentación a la Ley de Residuos Peligrosos y aún es difusa la jurisdicción en materia de impacto ambiental. La “Guía de recomendaciones para proteger el ambiente natural durante el desarrollo de la exploración y explotación de hidrocarburos”, desarrollada por el Instituto Argentino del Petróleo y que ahora será extendida al down stream petrolero, es un aporte significativo en la dirección correcta. Los actores de la industria deberían autoimponerse esta guía de recomendaciones como aproximación a lo que será el futuro régimen regulatorio y a los efectos de morigerar en el tiempo su impacto en los costos. Otro paso positivo se daría al sancionar una ley que vaya pautando en un cronograma temporal el contenido de tetraetilo de plomo de las naftas, de manera tal de ir imponiendo el consumo de nafta ecológica.
Horizonte estratégico (I).
Distintos interrogantes plantea la venta de YPF.
Con la aprobación de la ley, queda habilitado el proceso de venta de activos de YPF. CARTA PETROLERA de septiembre anticipó el cronograma y los valores esperados de los activos a privatizar. La licitación de los yacimientos de la cuenca del noreste y la licitación de las franquicias en las regiones comerciales (se ha exceptuado Capital y Gran Buenos Aires, que será gerenciada por la administración central) completarán el cuadro de redimensionamiento de la petrolera estatal.
YPF S.A., con la nueva estructura organizativa que muestra el GRAFICO II, iniciará el proceso de apertura de su capital. El GRAFICO III es ilustrativo del proceso mediante el cual el capital privado, luego de tres rondas de oferta, pasaría a ser mayoritario en la estructura de capital de la hasta ahora empresa del Estado.
¿Quién será el dueño de la futura YPF? ¿Quién accederá a controlar la participación accionaria que le permita el gerenciamiento de la compañía? ¿Serán inversores nacionales o extranjeros? ¿Es indiferente la condición del futuro dueño a las posibilidades de prácticas colusivas en el mercado?
¿Cómo influye la privatización de YPF en el futuro desarrollo de la industria gasífera? Todos temas que por el momento generan interrogantes. En las próximas ediciones de CARTA PETROLERA se avanzará en el análisis estratégico de este proceso.
Gráfico III.
Privatización del Capital.
Situación
Estructura Inicial antes del Ofertas Posición
Capital YPF Underwrit. 1ra 2da 3ra final
E. Nacional 100% 51% 39.7% 34% 28.3% 22.6%
E. Provincial 39% 30.3% 26% 21.7% 17.4%
Personal 10% 10% 10% 10% 10%
Privados 0% 20% 30% 40% 50%
Total 100% 100% 100% 100% 100%
Horizonte estratégico (II).
Funciones del Ente Regulador de Gas.
El Ente Regulador de Gas está en plena etapa de organización. Su estructura orgánica responde a las características que indica el GRAFICO IV. Los directores del Ente serán seleccionados en octubre de 1992 y confirmados en sus funciones entre noviembre y diciembre del corriente año. El Ente Regulador comenzará a operar en enero del próximo año. Contará con una dotación de 80 personas y un presupuesto anual de 10 millones de pesos.
Serán responsabilidades del flamante Ente:
* dictar normas de servicio, seguridad y mantenimiento de los sistemas.
* examinar las habilitaciones de las Compañías de Transporte y Distribución, así como las expansiones propuestas.
* encargarse de las solicitudes de cambio de tarifas y de la revisión quinquenal de las mismas; también está facultado para examinar los contratos que celebren entre sí los sujetos de la industria, velando especialmente por la razonabilidad de los precios.
* intervenir para resolver diferendos sobre suministros requeridos por usuarios potenciales o existentes y no satisfechos por los prestadores.
* prevenir acciones que afecten la estructura de la industria y la competitividad del sector.
Pero, además, el Ente:
* no tendrá responsabilidades directas con respecto a las exportaciones de gas, pero podría intervenir por delegación de la Secretaría de Hidrocarburos en lo referente a normas para un nuevo gasoducto.
* será responsable de vigilar el cumplimiento de las condiciones impuestas en los contratos de habilitación.
En materia de competencias, el Ente:
* tiene competencia para aprobar y cancelar habilitaciones de Compañías de Transporte y Compañías de Distribución.
* posee autoridad para examinar las expansiones propuestas, así como los conflictos que se originen por tales expansiones.
* estará facultado para ordenar auditorías e investigaciones, y para aplicar sanciones por inobservancia de los compromisos asumidos por los operadores o por incumplimiento de los preceptos de la ley.
* también estará facultado para llevar a cabo investigaciones técnicas de todos los aspectos operativos y comerciales de las Compañías de Transporte y Distribución.
* llevará a cabo audiencias públicas en muchos de los temas bajo su jurisdicción. Los casos potenciales de apelación serán reglamentados de manera estricta.
* tendrá la autoridad de definir qué tipo de casos pueden ser llevados a cabo en audiencias públicas.
* publicará un informe anual sobre la estructura de la industria y las actividades realizadas.
Las principales funciones del Ente serán:
* Proveer audiencias públicas en los principales casos.
* Asegurar la protección del consumidor.
* Fijar estándares de prestación de servicio.
* Efectuar inspecciones de seguridad.
* Establecer estándares técnicos.
* Aprobar expansiones.
* Evaluar planes de inversión.
* Revisiones tarifarias.
* Monitorear el desenvolvimiento financiero.
* Auditar las utilidades de la actividad.
* Elaborar las decisiones a cargo del Ente.
* Dar a publicidad los actos del Ente.
* Multar a las prestadoras de servicios por incumplimientos.
El desenvolvimiento de este nuevo organismo, extraño a la tradición del derecho público argentino, y las posibles interferencias de las que puede ser objeto suscitan muchas dudas. A su vez, la necesidad de elaborar una política energética que articule la política de hidrocarburos con la política para el sector eléctrico (para ello se va a recrear la Secretaría de Energía) lleva a reflexionar sobre la conveniencia estratégica de integrar el Ente Regulador Eléctrico y el Ente Regulador de Gas en un solo organismo.
Debate.
La apropiación de la renta petrolera.
La disputa política por la apropiación de la renta petrolera entre los países petroleros, las compañías petroleras e indirectamente los países consumidores comenzó en la Venezuela de Rómulo Betancourt. Allí surgió la regla del fifty-fifty. De acuerdo con este concepto, el conjunto de regalías e impuestos gravaría la renta hasta el punto en que la apropiación del gobierno igualara las utilidades netas a percibir por las empresas.
El acuerdo, que involucró a Exxon y Shell, fue apoyado por el Departamento de Estado de los Estados Unidos. Las compañías asumieron la reasignación de renta presionadas por el recuerdo todavía fresco de la nacionalización mexicana (Cárdenas-1938).
La regla del cincuenta por cincuenta constituyó un hito en la historia petrolera porque a partir de ella comenzó a replantearse la reasignación de renta petrolera en todo el mundo del petróleo. Los estados hidrocarburíferos, reivindicando soberanía sobre el subsuelo, esgrimían argumentos legítimos. Las empresas petroleras habían arriesgado su capital y empleado experiencia y tecnología en descubrir, producir y comercializar petróleo. También tenían buenas razones para reclamar participación en la renta petrolera.
Para las naciones consumidoras en el mundo industrializado, la disputa por la renta petrolera no era económicamente indiferente. Por un lado gravaban las ganancias de las compañías petroleras cuyas casas matrices pertenecían a su jurisdicción. Por otro lado, el petróleo abundante y barato que provenía de los países exportadores, además de ser palanca del desarrollo económico interno, permitía percibir, por la vía de impuestos indirectos sobre los derivados (impuesto a los combustibles), importantes recursos fiscales.
A propósito del interés de las naciones importadoras en la batalla por la renta petrolera, correspondió a los sauditas la próxima jugada. Las compañías americanas podían deducir de su declaración de ganancias en Estados Unidos el impuesto a las ganancias pagado por su operación en el extranjero. Arabia Saudita había percibido US$ 39 millones en regalías en 1949. Ese mismo año ARAMCO debía 43 millones por income tax al gobierno estadounidense. Si ARAMCO era obligada a pagar otros 39 millones al gobierno saudita en concepto de impuesto a las ganancias, nada cambiaba para la compañía. Arabia Saudita recibía otros 39 millones de dólares y la cuenta cerraba contra el Tesoro americano, que se quedaba con 4 millones (deducción mediante).
La incorporación de nuevos actores al mercado mundial permitió a los países exportadores mejorar su posición negociadora en la disputa por la renta. El fifty-fifty cedió lugar al sesenta-cuarenta, al setenta-treinta, etc. Cuando se exacerba la disputa, la postura maximizadora de los dueños de las reservas deriva en las nacionalizaciones de la década del ´50 y ´60 y en la creación de compañías nacionales (o nacionalización de compañías privadas) con el fin de apropiarse de 100 % de la renta de la actividad. Sin lugar a dudas, esta estrategia permitió a los países exportadores consolidar su influencia en el mercado, institucionalizada a través de la OPEP.
También les permitió apropiarse de rentas cuasimonopólicas durante la década del ´70. A partir de los ´80, el propio funcionamiento del mercado mundial determina la diversificación de fuentes de oferta (hubo una fuerte inversión exploratoria en regiones de menor riesgo político por parte de las compañías) y la reducción de la demanda en los países industrializados. Caen los precios y también cae drásticamente la renta del petróleo. Con la caída de la renta, no sólo se resquebrajan los presupuestos nacionales fuertemente dependientes de ella, sino también los planes de inversión de las compañías que tienen que sostener (o incrementar) un determinado volumen productivo.
Vuelve a ser importante la inversión de capitales extranjeros en la industria. Pero las compañías, antes de hacer nuevas apuestas de riesgo, reabren de hecho la disputa por la renta petrolera. Para decidir su inversión, en los planes alternativos que se les ofrecen, tienen muy en cuenta la apropiación de renta petrolera por parte del gobierno, además del atractivo geológico que brinda la región. Ya quedó superada la disputa jurídica sobre el dominio de los yacimientos. Ni siquiera es fundamental para las compañías petroleras la libre disponibilidad de los hidrocarburos explotados.
Lo que es excluyente es la asignación de renta que se les ofrece. Obviamente, las regiones de mayor riesgo exploratorio deben ser las más concesivas en materia renta. Adviértase que hasta Arabia Saudita hoy está convocando empresas extranjeras a participar en planes exploratorios.
Mientras tanto, el mundo industrializado, fuertemente dependiente de la importación, se ha beneficiado con una década de precios bajos y con tendencia a estabilizarse, en un mercado que se sigue perfilando como más competitivo.