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5 La industria petrolera argentina hasta fines de la década de 1950

Finalizamos el capítulo anterior con la identificación de las determinaciones de la expansión internacional de las empresas que protagonizaron el desarrollo de la producción petrolera privada en Argentina desde 1958. Pero, en vez de continuar inmediatamente con el desarrollo de este proceso, retrocederemos en el tiempo hasta principios del siglo XX, para analizar la historia de la producción petrolera en Argentina, de la que participa, casi desde un comienzo, el capital extranjero. Como veremos, no obstante, su rol en el desarrollo de la producción petrolera se iría reduciendo progresivamente, hasta ser casi insignificante hacia fines de la década de 1950. En primer lugar, nos interesa indagar en las razones de la cambiante participación del capital privado en la producción local. Relacionado con esto, analizaremos el creciente rol del capital estatal en la exploración y extracción. Un tercer aspecto a indagar en el presente capítulo es la “estructura” de la industria local, caracterizada por la coexistencia de varios capitales privados con el capital estatal. Dado que estos tres aspectos se estudian con particular detenimiento respecto del período anterior a la segunda guerra mundial (en razón de que es entonces cuando se manifiesta con particular claridad la “estructura” recién mencionada), en un último apartado se sintetiza el desarrollo de la industria desde 1946 hasta 1957.

Los capitales extranjeros en la industria petrolera argentina

Aunque existen antecedentes de emprendimientos ligados a la explotación petrolera en las provincias del noroeste y principalmente en Mendoza[1], fue con el descubrimiento en Comodoro Rivadavia en 1907 cuando comenzó a evidenciarse, aunque lentamente, la existencia en el país de reservas petroleras con potencialidad comercial. En efecto, más adelante quedaría claro que el yacimiento de Comodoro Rivadavia era de una magnitud considerable aún a escala internacional, con una recuperación final estimada (EUR)[2] de más de 800 millones de barriles de petróleo[3], que lo coloca dentro de la categoría de “yacimiento gigante”[4] a nivel mundial. Además, la cuenca del Golfo de San Jorge, a la que pertenece el yacimiento de Comodoro, resultaría la cuenca de mayor producción del país.

En retrospectiva, el yacimiento descubierto en 1907 resultó ser el mayor del territorio argentino: de los descubrimientos posteriores, únicamente los del llamado “flanco sur” de la cuenca del Golfo de San Jorge serían comparables, en magnitud, al “flanco norte” cercano a Comodoro. Otros dos yacimientos descubiertos aún más recientemente se ubicarían en el límite inferior de la categoría de “yacimiento gigante”, los de Punta de las Bardas/Vacas Muertas (descubierto en 1957-58 en Mendoza) y Loma de la Lata (1977, Neuquén). El resto de los yacimientos argentinos han resultado de una magnitud sustancialmente menor en términos relativos[5]. En otras regiones del mundo, en contraste, la concentración de grandes yacimientos ha sido mucho mayor: aún sin tomar en cuenta el Medio Oriente, en EUA se cuentan al día de hoy más de 50 yacimientos gigantes descubiertos y en Rusia, más de 70. Por lo demás, Comodoro Rivadavia resultaría también largamente sobrepasado por los yacimientos “súper gigantes” (supergiants, como se los suele llamar en la bibliografía anglosajona) descubiertos, por primera vez, hacia fines de los años veinte, casi simultáneamente en Venezuela, Irán, Irak y EUA (en el estado de Texas), con reservas de entre 5 y 30 mil millones de barriles en cada uno de ellos[6].

Pero, en definitiva, nada de esto podía saberse, o siquiera imaginarse, en 1907. Más aún, hasta entonces, los mayores yacimientos descubiertos mundialmente tenían magnitudes comparables a las de Comodoro. Dados los conocimientos de la época, por tanto, las tierras petroleras argentinas podían ser tan buenas como cualquiera[7]. Sin embargo, al momento del hallazgo, no había aún un interés serio de las empresas extranjeras en la región[8], de modo que, durante los años inmediatamente subsiguientes, la exploración y perforación experimental quedaría en manos de un organismo estatal, la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro Rivadavia[9]. Fueron entonces los funcionarios públicos vinculados al organismo los primeros en comenzar a percibir la importancia de las reservas.

La situación comienza a cambiar pocos años después. Como ya vimos, a la demanda acrecentada de gasolinas por el desarrollo de la industria automotriz se sumó el aumento de la demanda por la primera guerra mundial que, además, mostró el carácter estratégico del petróleo como recurso. Aún durante la guerra, la creciente percepción sobre la escasez de reservas llevó al gobierno norteamericano a tomar medidas impositivas para incentivar la inversión de sus empresas en el exterior[10], que estaban, para entonces, muy atrás de las empresas británicas Shell y British Petroleum (entonces llamada Anglo Persian Oil Company) en la obtención de reservas en el extranjero. Como también vimos, estas últimas empresas habían nacido como expresión de la necesidad de buscar acceso a reservas mundiales; Exxon (denominada por entonces Standard Oil of New Jersey), en cambio, había surgido del desmembramiento de la antigua Standard Oil con una importante red de refinación, transporte y comercialización, pero sin mayores reservas de crudo[11]. Estas tres empresas, junto a Chevron (Standard Oil of California), fueron las petroleras extranjeras más activas en la búsqueda de reservas en Argentina, en el marco de una expansión exploratoria de alcance mundial.

Todas ellas accedieron a tierras en Argentina por medio de acuerdos con empresas pequeñas, en general de capital nacional, que habían obtenido previamente permisos de cateo en las zonas cercanas a las tierras reservadas para el organismo estatal, a cambio de una regalía que usualmente se establecía en torno a un octavo de la producción. La primera en comenzar tareas de exploración fue British Petroleum en 1920 en zonas cercanas a Comodoro Rivadavia, extendiéndose luego a Neuquén y Santa Cruz. Sin embargo, los resultados fueron desalentadores y sólo se obtuvieron algunos pozos “productivos” en las zonas más cercanas a Comodoro[12]. Debido a la falta de redes de comercialización en el país, el relativo fracaso de las exploraciones llevó a la empresa a concentrarse en extraer el petróleo de este yacimiento hasta agotarlo y a vender sus activos en el país en la década del treinta[13]. Por su parte, Chevron no realizó ningún descubrimiento en sus exploraciones y, directamente, se retiró del país[14].

En 1922 Exxon comenzó a explorar en torno a las reservas estatales de Plaza Huincul (Neuquén), Comodoro Rivadavia y, mediante un acuerdo con el estado provincial, en Salta. Shell, por su parte, también obtuvo arrendamientos en Comodoro[15]. Pero tampoco las exploraciones de estas dos empresas arrojaron los resultados esperados. En palabras de Nicolás Gadano,

[l]os resultados de las perforaciones de las grandes compañías petroleras en Comodoro y Huincul mostraron que la geología argentina no era demasiado atractiva. Aunque algunos pozos resultaban exitosos, empezaba a quedar claro que el potencial petrolero argentino distaba de semejar el de otros países de América Latina, como México y Venezuela[16].

George Philip aporta datos en el mismo sentido:

In the 1920-6 period the private companies drilled a total of 103 oil wells and found oil on only 21 occasions; statistics for pure wildcatting (which are not available) would have been very much less favourable and it is also important to note that even successful drilling did not lead to any really major discoveries[17].

Para el momento en que las empresas petroleras extranjeras comenzaban a tener un panorama realista de la geología argentina (en la segunda mitad de la década del veinte), se realizaron varios descubrimientos muy importantes a nivel mundial (entre otras regiones, en Venezuela y en Texas) que cambiaron la percepción de los capitales petroleros sobre la necesidad de obtener reservas: ahora, el problema era más la sobreproducción que la escasez. Ante esta situación, resultaba natural para las empresas multinacionales concentrar sus inversiones en otros países latinoamericanos (véase el Gráfico 5.1) e incluso algunos capitales, como British Petroleum y Chevron —cuyo interés se relacionaba con la búsqueda de reservas—, abandonaron sus actividades en el país. Además, más o menos por la misma época comenzaba a resultar claro que las condiciones naturales del yacimiento de Comodoro Rivadavia no eran especialmente buenas a nivel mundial[18], en particular en comparación con Venezuela, cuya industria petrolera se estaba desarrollando por entonces.

Gráfico 5.1 – Inversiones petroleras en países latinoamericanos (total EUA y Exxon, millones de dólares corrientes)

Elaboración propia con base en datos de Philip, Oil and Politics, 12.

Sin embargo, Exxon y Shell estaban en una posición diferente, en tanto que tenían, desde antes de sus inversiones en exploración, una participación dominante en la comercialización de derivados en el mercado interno argentino, que tenía una magnitud considerable. Los países latinoamericanos en general, como consecuencia de la escasez (y en muchos casos, inexistencia) de reservas conocidas de carbón, realizaron el proceso de transformación energética al petróleo con una notable anticipación cronológica a los países clásicos de la acumulación de capital, Estados Unidos inclusive. Mientras que en este último país el consumo de petróleo superó al de carbón en la década de 1940 y en Europa recién a partir de los cincuenta, en Argentina lo hizo hacia mediados de los años veinte[19]. Para 1925, en Argentina el petróleo representaba aproximadamente el 50% del consumo aparente de combustibles fósiles[20], mientras que en EUA esa proporción era de sólo el 25% y en Gran Bretaña, Francia y Alemania, menor al 5%. Esto explica por qué, aun teniendo un consumo energético global sustancialmente menor, el consumo de derivados petroleros en Argentina alcanzó una magnitud comparable, en esa década, con el de Francia y superior al de Alemania[21]. En el conjunto de América Latina, el mercado argentino representaba una proporción alta del total: más de un tercio del consumo de petróleo crudo y más de la mitad de las naftas de la región correspondía a este país[22].

El proceso de conversión energética en Argentina había sido estimulado además por las dificultades a la importación de carbón durante la primera guerra mundial. Posteriormente, el crecimiento del parque automotor desarrolla fuertemente el mercado de naftas y, en los ferrocarriles, el mismo desarrollo de la producción local de petróleo incentiva la conversión de las locomotoras a fuel oil. Hacia fines de la década del veinte el petróleo había avanzado también en su utilización como combustible industrial[23]. Entre 1922 y 1930 la participación del petróleo en el consumo energético total del país se duplicó, pasando de un 20 a un 40%[24].

Tanto Exxon como Shell desarrollaron en las primeras décadas del siglo actividades de comercialización por toda América Latina. La extensión de las redes de venta dependía del tamaño del mercado de cada país, siendo aquéllas mayores, por tanto, en Argentina y Brasil que en otros países de la región[25]. Para 1928, ambas empresas controlaban más del 70% de las ventas de naftas en el mercado argentino (y más del 60% de otros derivados, a excepción del fuel oil), pese a la incipiente competencia estatal a través de YPF[26]. Sin embargo, el tamaño del mercado por sí mismo no parece razón suficiente para explicar las diferencias en las estrategias de inversiones de estas empresas en actividades productivas —extracción y/o refinación— en cada país.

Como sugiere Wilkins, el motivo más importante de la expansión desde la comercialización hacia actividades productivas locales fue la existencia de reservas locales de crudo, dado que en ningún país latinoamericano se realizaron, en este período, inversiones en refinación únicamente. Las multinacionales invirtieron en refinación en todos los países sudamericanos en donde existía producción local de crudo, sin importar el tamaño del mercado interno; estos países, además de Argentina, eran Venezuela, Perú, Ecuador y Colombia. En los restantes países, sencillamente, comercializaban derivados importados. Aunque en Venezuela y en menor medida en Perú las refinadoras estaban orientadas a la exportación, el caso de Colombia es ilustrativo porque allí Exxon poseía una refinería pese a exportar sólo petróleo crudo y a que el reducido mercado interno de derivados no permitía su operación a capacidad plena[27]. En contraste, en Chile no había refinerías[28] pese a que su consumo de petróleo era el tercero de América Latina, por encima de los cuatro países petroleros ya mencionados[29]. A la luz de estas consideraciones, no parece ser casualidad que Exxon haya decidido invertir en refinación en Argentina luego del descubrimiento de petróleo en el país y, sobre todo, luego de que la creación del organismo estatal antecesor a YPF revelara la posibilidad del desarrollo de la extracción.

En el caso argentino en particular, donde las perspectivas de las reservas petroleras no eran particularmente interesantes a escala global (a diferencia de Venezuela y, en menor medida, Perú), existía la posibilidad de conectar los yacimientos que Exxon y Shell habían descubierto durante la década del veinte con sus intereses en comercialización en el mercado interno. Esta parece haber sido, en efecto, su estrategia a partir de la segunda mitad de la década de 1920. Shell, por ejemplo, que había dejado sin desarrollar los yacimientos que había descubierto en 1925[30], comenzó a construir en 1929 una refinería cercana a Buenos Aires, que se inauguró dos años después. Casi simultáneamente, expandió su producción prácticamente inexistente en 1930 (605 m3) a 264.000 m3 en 1932. Exxon, que había realizado descubrimientos en 1926[31], duplicó su producción total de crudo también entre 1930 y 1932[32], y poco antes había realizado ampliaciones que habían permitido multiplicar por diez la capacidad de su refinería[33]. Como resultado de esta expansión, a principios de la década del treinta ambas empresas se habían convertido en las principales productoras privadas de crudo del país. Estaban, además, integradas de modo de abarcar la producción, refinación y comercialización; sin embargo, como veremos, no continuarían desarrollando actividades exploratorias importantes. Con todo, es preciso tener en cuenta que su producción de crudo era limitada, tanto en relación al ámbito local (donde YPF era, de lejos, la mayor productora) como en relación a las operaciones latinoamericanas de las mismas empresas[34].

Para principios de la década de 1930, entonces, tanto Exxon como Shell mostraban un modo de operación local similar, que consistía en la producción local para la refinación local y posterior comercialización en el mercado interno. Esta producción se realizaba en una escala doblemente limitada, en primer lugar por el tamaño del mercado interno y, en segundo lugar, por la complementación de la producción local con importaciones de crudo.

Además de los capitales petroleros multinacionales, había otras dos empresas privadas de conformación local dedicadas a la extracción de petróleo con destino al mercado interno. Ambas comenzaron mediante la obtención de yacimientos cercanos a la reserva estatal de Comodoro. Una de estas empresas, la Compañía Ferrocarrilera de Petróleo, era un consorcio de tres ferrocarriles británicos cuyo principal objetivo inicial era abastecer sus propias locomotoras convertidas a petróleo[35]. La Compañía Ferrocarrilera se asoció con YPF para comercializar su petróleo excedentario y, cuando construyó su refinería en Comodoro en 1925, sus derivados. La otra empresa dedicada a la extracción fue Astra, una empresa fundada con capitales nacionales pero que, según varias fuentes, pasó a ser controlada por capitales alemanes a principios de la década de 1920[36]. Astra se desarrolló gracias al éxito de las perforaciones en los permisos de cateo que había obtenido desde 1912 y, al igual que la ferrocarrilera, construiría una refinería y firmaría contratos de transporte y comercialización con YPF[37]. Estas dos empresas iniciaron sus actividades en la extracción antes que Exxon y Shell, de modo que durante los años veinte fueron los mayores productores privados de crudo; en la década del treinta, en cambio, las multinacionales asumirían el liderazgo de la producción privada.

El desarrollo del capital petrolero estatal

Nuestra exposición hizo abstracción, hasta el momento, del papel del Estado en el desarrollo de la industria petrolera argentina. Regresemos, entonces, hasta diciembre de 1907, cuando se encuentra petróleo en Comodoro Rivadavia, por parte de funcionarios públicos dentro de tierras fiscales. Esta circunstancia tuvo como consecuencia que las primeras políticas estatales explícitas para el sector petrolero se formularan con reservas ya conocidas en poder del mismo Estado.

Un primer aspecto de esta política petrolera fue el establecimiento de áreas reservadas para el Estado, esto es, territorios sobre los que quedaba excluida la posibilidad de tramitar permisos de cateo o exploración por parte de privados. La primera reserva de este tipo se limita a la zona circundante a Comodoro, pero progresivamente se fueron declarando nuevas zonas. En 1924 se decretó como reserva estatal a todas las zonas de los territorios nacionales en los que por entonces se presumía la existencia de reservas petroleras, incluyendo buena parte de los territorios nacionales correspondientes a las actuales provincias de Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Tierra del Fuego. En consecuencia, a partir de entonces las empresas privadas sólo podían obtener nuevas concesiones en las provincias. En Salta, por ejemplo, la Standard obtuvo concesiones importantes durante la década de 1920. No obstante, los gobiernos provinciales comenzaron a declarar paulatinamente áreas reservadas también en sus territorios. Por último, en 1935, con la sanción de la ley de hidrocarburos, se extendió la reserva estatal a todo el territorio nacional, a excepción de las concesiones preexistentes a la fecha[38].

Un segundo aspecto de la política estatal fue la creación, en 1910, de un organismo dedicado a la exploración y explotación del petróleo, la Dirección General de Explotación del Petróleo de Comodoro Rivadavia, con un capital de 500.000 pesos[39]. Durante sus primeros años, el papel principal del organismo estatal fue la exploración y la experimentación, aunque se vería seriamente limitada en esta tarea por las restricciones presupuestarias. Así, hasta el año 1913 se habían perforado menos de diez pozos y la producción era meramente experimental, sin destino comercial alguno; los escasos fondos aportados anualmente por el Estado nacional se destinaron a obras de infraestructura mínima, como un acueducto y un muelle que no pudo terminarse. La escasez de combustible durante la primera guerra permitió a la Dirección de Explotación aumentar sus ventas y obtener ganancias propias con las que financió algunas inversiones; de este modo pudo aumentar las perforaciones a un promedio de 20 por año en el quinquenio 1916-1920. Sin embargo, a partir de 1916 cesaron los aportes presupuestarios estatales[40] y la acumulación de ganancias generadas por el organismo resultó insuficiente para incrementar la producción al ritmo del incremento de la demanda de petróleo[41] que, como vimos, aumentó aceleradamente luego de la guerra. La organización estatal recurrió al aumento de la explotación de la fuerza de trabajo (a través de bajos salarios y condiciones de trabajo precarias) para intentar acelerar la acumulación del capital, pero esta estrategia se encontró con la oposición de varias huelgas obreras[42]. En parte como resultado de estas limitaciones, la mayoría del aumento en el consumo de petróleo y derivados (que se duplicó entre 1919 y 1922) fue absorbido por importaciones, de modo que, para el momento de creación de YPF, la producción estatal abastecía únicamente el 23% del consumo interno[43].

Sin embargo, como ya hemos visto, el yacimiento de Comodoro Rivadavia era importante y estaba bien ubicado; esta es quizá la explicación más sencilla del hecho de que la producción estatal haya podido desarrollarse en alguna medida, aún en las condiciones precarias recién aludidas[44]. Luego de la creación de YPF, aumentó ciertamente la perforación de pozos (a un promedio de 140 anuales en 1925-29[45]) gracias a la importación de nuevos equipos perforadores rotativos[46]; sin embargo, al crecimiento de la extracción en 1924-26 siguió un estancamiento en los niveles de 1927 hasta 1934 inclusive. Hacia 1930 la producción estatal continuaba aportando menos de un cuarto del consumo interno de petróleo y derivados, cuyo aumento seguía siendo satisfecho mayormente con importaciones, puesto que la producción privada siguió aproximadamente las mismas tendencias (véase el Gráfico 5.2). La principal causa del estancamiento de la producción estatal parece haber sido que el aumento de perforaciones en áreas ya productivas no fue acompañado de exploración para poder compensar la caída de la productividad por pozo[47]. En este sentido, el examen de las tendencias de la extracción de crudo permite sugerir que la capacidad de acumulación de YPF no era suficiente para afrontar las inversiones necesarias en todos los frentes. Adicionalmente, como muestra Solberg, los salarios reales en Comodoro se mantuvieron por debajo de la media nacional, lo cual limitó la capacidad de YPF de obtener fuerza de trabajo calificada[48].

Pero quizá la dimensión más importante del desarrollo de YPF en estos años haya sido su expansión hacia la refinación y la comercialización. Así, la empresa estatal avanzó simultáneamente por el mismo camino seguido por los capitales petroleros multinacionales en el país: la integración de producción, refinación y comercialización orientada hacia el mercado interno. En efecto, en 1924 comenzó la construcción de la refinería de La Plata, financiada con endeudamiento público. La refinería se inauguró parcialmente en 1925 y, cuando fue completada en 1927, se convirtió en la mayor del país. Con todo, recién en 1929 se inauguraría la planta de craqueo que permitiría a la refinería aumentar la proporción de naftas obtenibles por cada unidad de crudo[49].

Gráfico 5.2 – Producción estatal y privada, en miles de metros cúbicos anuales

Fuente: elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Estado y capitales petroleros extranjeros en la década de 1930

El mercado del petróleo crudo y la evolución de la producción local

Según hemos visto en los dos apartados anteriores, hacia finales de 1920 la construcción de refinerías estatales y privadas había desarrollado un mercado interno para el petróleo crudo. En los primeros años de la década de 1930 la capacidad de refinación local siguió aumentando hasta alcanzar para satisfacer completamente la demanda interna[50]. De esta forma, el mercado de crudo equivalía, en esencia, al tamaño del mercado interno de derivados. En los mercados externos, incluso en los de los países latinoamericanos más cercanos, el petróleo argentino no podía competir con el proveniente de Venezuela y, en menor medida, de Perú, cuyos costos de extracción eran considerablemente menores y frente a los cuales Argentina no disponía de ventajas significativas de localización.

Con todo, en el mercado interno de crudo el petróleo producido localmente debía también competir con el petróleo importado. En esta competencia juega, como primer determinante, la productividad del trabajo en los yacimientos locales respecto de la de otros países, teniendo en cuenta también los costos de transporte. Seguramente, la ventaja de localización de los yacimientos locales respecto del mercado interno explique, en buena medida, el desarrollo de la producción local. Pero en la competencia entre el petróleo local y extranjero existen también mediaciones institucionales que resultan del desarrollo general de la acumulación de capital en Argentina, esto es, que exceden las determinaciones propias de la producción petrolera local. De particular importancia a partir de la crisis mundial de 1929 resulta la devaluación de la moneda y otras políticas estatales sobre el nivel y el costo de las importaciones.

Con la fuerte devaluación del peso entre 1929 y 1931, la moneda nacional para la importación pasó de estar sobrevaluada respecto al dólar a estar sostenidamente subvaluada durante toda la década de 1930 (véase el Gráfico 5.3). Como ya hemos visto anteriormente, así como la sobrevaluación abarata el costo interno de las importaciones, la subvaluación las encarece. Es decir que la subvaluación de la década de 1930 actúa como una protección de la producción de crudo local. En el mismo sentido operan los impuestos a la importación de crudo a la que se suman los impuestos a la importación de crudo y derivados que se mantienen e incluso aumentan (respecto de los niveles de la década del veinte), a pesar de la devaluación de la moneda.

Gráfico 5.3 – Factor de sobre/subvaluación de la moneda de importación (1=paridad)

Fuente: elaboración propia con datos de Iñigo Carrera, La formación económica de la sociedad argentina. Nota: un factor de valuación mayor a 1 indica una sobrevaluación de la moneda; el factor menor a 1 indica subvaluación

El aumento de la protección efectiva a la producción petrolera tiene el efecto previsible de contraer las importaciones y expandir la producción local (véase el Gráfico 5.4). No obstante, el incremento de la producción local se desacelera notablemente desde 1933, mientras que las importaciones retoman su crecimiento en 1935. Como resultado, el nivel de importaciones de petróleo y derivados sobre el consumo total, que había bajado en los años más fuertes de la crisis, vuelve a aumentar desde 1934 (Gráfico 5.5). En los próximos dos apartados buscaremos una explicación del hecho de que, aún con una elevada protección frente a la importación, la producción local de crudo no pudo alcanzar la escala suficiente para satisfacer el consumo interno.

Gráfico 5.4 – Producción local e importaciones de combustibles

Fuente: elaboración propia con datos de Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Centenario; Solberg, Petróleo y nacionalismo; San Martín, Petróleo y petroquímica.

Gráfico 5.5 – Importaciones de petróleo y derivados sobre el consumo total

Fuente: elaboración propia con datos de Ibid.

La estructura de la industria

La industria petrolera argentina tenía la particularidad de que su estructura combinaba una empresa estatal con varios capitales privados cuya magnitud y nivel de producción eran muy inferiores a la primera (Véase Gráfico 5.6). Los capitales privados se caracterizaban, además, por localizarse en concesiones lindantes a las reservas estatales. Astra, Ferrocarrilera y Shell producían cerca de la reserva de Comodoro e, incluso, las dos primeras utilizaban las redes estatales de YPF para el transporte y la comercialización. Exxon, por su parte, también se concentró en torno a los descubrimientos estatales en Neuquén; en Salta, en cambio, realizó exploraciones independientemente de la empresa estatal. Otra diferencia entre el capital estatal y los privados era que el primero tenía actividades en todas las provincias o regiones petroleras (Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Mendoza, Salta y Jujuy) mientras que las segundas limitaban sus operaciones en una o a lo sumo dos provincias. Esto no significa que las empresas privadas no realizaran ninguna actividad de exploración; las hicieron pero, con la excepción de Exxon en Salta, estas exploraciones fueron siempre por detrás de las estatales, concentrándose en regiones donde ya se habían hecho descubrimientos y, por tanto, las probabilidades de éxito eran elevadas y había cierta infraestructura ligada a la producción estatal.

Gráfico 5.6 – Capital invertido (exploración y producción) y producción, por empresa

Fuente: Elaboración propia con datos de Dachevsky, “Tierra y capital”, 162.

Una primera determinación a tener en cuenta para poder explicar esta estructura es que en América Latina, como señala Philip, los requerimientos técnicos y de capital para el desarrollo de la extracción petrolera eran elevados[51]. Como hemos visto en el capítulo anterior, las primeras décadas del siglo XX se caracterizaron por desarrollos técnicos importantes en la exploración y en la perforación, con la introducción de perforadores rotativos. Estas tecnologías eran costosas y, por tanto, su aplicación aumentaba los requerimientos mínimos de capital. Además, la exploración petrolera es siempre una inversión riesgosa y, por cierto, América Latina no fue la excepción; ya hemos visto que, en varias oportunidades, las empresas petroleras tuvieron en Argentina dificultades para realizar descubrimientos de importancia. A estos puntos cabe agregar la falta de infraestructura de transporte y almacenamiento, lo cual también tendía a elevar el monto de capital a adelantar para desarrollar la producción petrolera, pues éste debía incluir obras en estos rubros.

Hemos visto que, en Argentina, el capital extranjero no encontró yacimientos cuyas condiciones naturales justificaran estas elevadas inversiones de capital en exploración y producción, en tanto la productividad del trabajo no resultaba suficiente para competir con la producción de otras regiones. Al respecto, cabe detenerse a considerar que, de los cinco países con mayor inversión de capitales norteamericanos en la industria petrolera (véase nuevamente el Gráfico 5.1), Argentina era el único cuya producción se destinaba completamente al mercado interno, mientras que el resto de los países exportaban una parte significativa del producto[52]. El capital nacional, por su parte, no tenía ni la magnitud ni la capacidad técnica necesarias para el desarrollo de la explotación petrolera[53]. De hecho, esta parece ser la razón por la cual los capitales de origen nacional que fueron los primeros en obtener derechos de exploración en Argentina prefirieron convertirse en “cuasi terratenientes” por medio de acuerdos con capitales extranjeros en vez de desarrollar los yacimientos por su cuenta. Estos acuerdos consistían en la cesión de sus derechos sobre la tierra a cambio de una regalía que, generalmente, era de un octavo de la producción; Shell, Exxon y la Compañía Ferrocarrilera accedieron a sus concesiones de este modo[54].

En este contexto, parece claro que el papel de la empresa estatal respondió, al menos en parte, a la necesidad de aportar el capital necesario para el desarrollo de la industria petrolera, de modo que los capitales privados pudieran jugar un papel complementario con inversiones limitadas. Pero, entonces, cabe preguntarse por la fuente de acumulación del capital estatal que le permitió realizar las inversiones que el capital privado no consideraba rentables o bien no estaba en condiciones de realizar. Los aportes de capital para la empresa estatal provenientes del presupuesto nacional sumaron 8,6 millones de pesos moneda nacional[55], aproximadamente 2,2 millones de dólares[56]. Este monto no era totalmente inadecuado para el desarrollo de un yacimiento aislado, a juzgar por otros casos de América Latina[57]. Sin embargo, era absolutamente insuficiente para, adicionalmente a esto, invertir en exploración, infraestructura y transporte a escala nacional, como se proponía la Dirección de Explotación y más tarde YPF, por no decir nada de las inversiones en refinación y comercialización que vendrían después.

Fue la coyuntura de la primera guerra mundial la que permitió a la empresa estatal, de hecho, concentrar capital de manera acelerada sobre la base de reinvertir las ganancias que pudo obtener de las ventas a precios excepcionalmente altos durante los años de la guerra[58]. Así, según los balances del organismo estatal, entre 1917 y 1921 las utilidades operativas de cada año fueron mayores al total de aportes presupuestarios entre 1910 y 1916[59]. Como resultado, el capital propio del organismo estatal era en 1920 casi tres veces mayor que en 1916[60].

La expansión del capital petrolero estatal se había logrado, en esencia, gracias a la explotación del yacimiento de Comodoro, que había sido descubierto sin efectuar inversiones significativas de exploración y que, al encontrarse junto al mar, posibilitó su trasporte y comercialización a Buenos Aires, aún con los altos costos derivados fundamentalmente de la falta de adecuadas instalaciones portuarias en Comodoro. Este hecho, sumado a la elevada renta petrolera derivada de los altos precios vigentes durante la guerra, permitió al capital estatal acumularse sin contar con un capital inicial de magnitud que, de otro modo, hubiera sido necesario. En decir que, al momento de su creación en 1922, YPF heredó de su antecesora un capital que era fundamentalmente una acumulación de renta petrolera originada, a su vez, en las condiciones excepcionales de la guerra. En contraste con esta posibilidad que tuvo YPF de formar capital sin mayores inversiones iniciales, Exxon debió invertir unos 40 millones de dólares en exploración y desarrollo en Venezuela, durante más de diez años, antes de poder producir cantidades significativas[61].

En síntesis, podemos concluir que el capital petrolero extranjero se desarrolló en un papel complementario al capital estatal, que se había conformado gracias a circunstancias relativamente extraordinarias (a saber, la posibilidad de recibir aportes desde el presupuesto nacional gracias a la elevada renta agraria de la primera mitad de la década de 1910 y los elevados precios de la primera guerra)[62]. En el próximo apartado analizaremos el desarrollo concreto de esta estructura particular de la industria petrolera argentina y, en especial, las razones de su incapacidad para expandir la producción local hasta el nivel del mercado interno.

La apropiación del ingreso petrolero y el desarrollo de la industria

En cuanto a la producción privada, una primera razón de su estancamiento a partir de 1934 (e incluso su decrecimiento absoluto), fue la limitación legal a su expansión territorial debido al proceso de ampliación de la reserva estatal que hemos visto. Confinada a las concesiones preexistentes, la caída en la producción privada reflejó el progresivo agotamiento de los yacimientos. Pero se desarrolló, además, otro proceso que afectó al conjunto de los capitales petroleros, incluyendo a YPF: el aumento de la participación estatal en las ganancias petroleras. La primera forma de este avance fue la introducción del impuesto a la venta de combustibles, que se destinó al Fondo de Vialidad para la construcción de caminos. Este impuesto redujo el precio que reciben las empresas petroleras por los derivados y, por tanto, afectó su ganancia total. Si consideramos que, durante este período, los capitales petroleros invirtieron en refinación lo suficiente como para mantener su capacidad de abastecer el mercado local de derivados, resulta razonable suponer que la tasa de ganancia de la etapa de refinación se mantuvo en niveles normales y, por tanto, que al menos una parte de la reducción del precio final de los derivados afectó a la producción de crudo, esto es, que se redujo su precio implícito en el movimiento del capital de las empresas petroleras integradas.

Otra forma del avance estatal sobre las ganancias petroleras fue el aumento de las regalías que los capitales individuales —tanto los privados como la empresa estatal— debían pagar. Por un lado, se generalizó la regalía a todos los yacimientos del país; esto quiere decir que todos los capitales petroleros, incluyendo YPF, debían pagar un 12,5% de la producción al Estado nacional o provincial, según la ubicación de sus yacimientos. Esto creó regalías donde no las había, por ejemplo, en los territorios nacionales, y superpuso regalías en los casos en los que hubiera acuerdos preexistentes de este tipo entre privados. Como vimos, esta era la forma en que tanto Shell como Exxon habían obtenido sus concesiones. En estos casos se preveía una reducción de la regalía estatal, pero no su eliminación, de modo que aumentó la regalía efectiva que el capital extractor debía pagar. Por otro lado, como se desprende del detallado estudio de Dachevsky[63], en algunos casos las provincias fueron capaces de negociar hacia arriba el precio de la regalía física, aumentando la renta en dinero[64]. En el caso de Salta, que es la provincia que obtuvo la mayor tasa efectiva de regalía, la razón parece haber residido en la competencia entre Exxon e YPF por el acceso a las tierras provinciales.

Tanto los aumentos de las regalías como los impositivos parecen haber afectado la tasa de ganancia de las empresas petroleras. No hay datos disponibles sobre los capitales extranjeros en el período, pero la tasa de ganancia de YPF cayó marcadamente en la década de 1930 respecto de los niveles de la década de 1920[65] (Gráfico 5.7). Existen, además, variadas indicaciones de que los capitales privados decidieron contraer sus inversiones como consecuencia de los cambios en las condiciones de valorización. Por ejemplo, British Petroleum parece haber abandonado sus últimos pozos productivos en parte por el efecto de la doble regalía[66]. En el mismo período, otros capitales privados quisieron vender sus activos a YPF. Es el caso de Astra, que cerró una operación de este tipo en 1936, el año posterior a la sanción de la regalía; también Exxon llegó a firmar un acuerdo de venta de todos sus yacimientos a YPF que luego quedó sin efecto por falta de aprobación del Congreso Nacional[67].

Gráfico 5.7 – Tasa de ganancia de YPF y del sector industrial[68]

Elaboración propia en base a datos de Memorias y Balances de YPF, reproducidos por Dachevsky, Tierra y Capital, anexo estadístico e Iñigo Carrera, La formación económica.

No obstante la importancia del aumento de los cobros de regalías e impuestos sobre las condiciones de valorización de los capitales petroleros —tanto los privados como YPF—, es preciso tener en cuenta la determinación material ligada con las condiciones naturales de los yacimientos. Como puede verse en el Cuadro 5.1, durante la década de 1930 se profundiza la tendencia a la caída de la producción por pozo de los yacimientos, ya manifiesta desde la segunda mitad de la década anterior.

Cuadro 5.1 – Producción diaria por pozo, total Argentina

Año

m3

1923

8,2

1928

3,7

1935

2,3

1937

2,3

1938

2,3

1939

2,5

Fuente: elaboración propia con base en datos de Dirección Nacional de Minería, Estadística de Petróleo; Solberg, Petróleo y Nacionalismo.

Para contrarrestar la tendencia natural de los yacimientos a decaer en su volumen de producción por pozo, hubiera resultado necesario aumentar la perforación en mayor proporción, o bien realizar mayores trabajos de exploración para incorporar yacimientos nuevos (o, por supuesto, una combinación de ambos). Sin embargo, esto requería de inversiones de capital que, precisamente, no estaban disponibles. En el caso de los capitales extranjeros porque, como hemos mostrado, canalizaban sus inversiones hacia otros países petroleros donde la industria era más rentable, limitándose en Argentina a jugar un papel complementario y dependiente de la actividad extractiva de la empresa estatal. En el caso de esta última, en cambio, el problema era su incapacidad crónica de acumular capital en condiciones normales. Luego de la formación del capital inicial con aportes del presupuesto nacional y con ganancias extraordinarias durante los años de la primera guerra mundial, YPF había dependido de sus ganancias normales para realizar inversiones. Pero ya en los años veinte su tasa de ganancia era marcadamente menor al promedio del sector industrial. La caída subsiguiente en la década de 1930 fue resultado, en parte, del aumento de los impuestos y las regalías, pero también de la falta de inversiones que permitieran revertir el declive natural de los yacimientos en producción.

Estas consideraciones sobre las condiciones de valorización de los capitales petroleros nos permiten concluir que la limitación de la escala de la producción local dependió de varios factores. En primer lugar, resulta claro que el petróleo local no podía competir en los mercados mundiales debido a los mayores costos de extracción, que no se compensaban tampoco por ventajas de localización en el caso de países limítrofes (debido a la competencia de Venezuela y Perú). En segundo lugar, en el caso del mercado interno, un limitante importante provino de la competencia con el petróleo importado; en este caso, además de los costos de extracción y de transporte tuvieron relevancia las mediaciones en el costo interno de las importaciones ligadas a la valuación de la moneda, los impuestos y otras regulaciones. Tercero, aún en períodos de elevada protección efectiva (como la década de 1930), la producción local enfrentaba el obstáculo de la falta de capital para realizar las inversiones necesarias. Este último factor, por supuesto, se encuentra relacionado con los anteriores porque, al menos en el caso de las empresas multinacionales, la falta de inversión dependía de los mayores costos y las bajas tasas de ganancia obtenibles. En el caso del capital privado, además, la imposibilidad legal de obtener nuevas concesiones sumaba un factor limitante más, pues debía restringirse a la explotación de yacimientos que llevaban ya varios años en producción.

La industria petrolera entre 1946 y 1957

Las limitaciones a la producción petrolera vistas en el apartado anterior se mantuvieron, en lo fundamental, durante el período de posguerra. Sin embargo, la limitación de la expansión territorial de las empresas extranjeras tuvo como resultado una marcada divergencia entre la producción de las empresas privadas y la estatal (véase el Gráfico 5.8). La producción local total creció muy lentamente, en particular en relación al crecimiento del consumo de petróleo crudo (Gráfico 5.9).

Gráfico 5.8 – Producción de YPF y empresas privadas (millones m3)

Fuente: Elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Gráfico 5.9 – Petróleo procesado total según origen (millones m3)

Fuente: elaboración propia con datos de Ferreres, Dos siglos.

Sin embargo, la situación del proceso de acumulación de capital en Argentina era notoriamente diferente a la de la década de 1930. En particular, a la salida de la guerra la renta de la tierra agraria había alcanzado un nivel particularmente elevado sobre la cual se expandió el capital industrial en general, con el consiguiente aumento de la demanda de petróleo. Veamos cómo afecta este nuevo contexto a los cuatro limitantes que habíamos identificado al concluir el apartado anterior.

A partir de 1949 la moneda nacional para la importación pasó a estar fuertemente sobrevaluada (para la exportación la sobrevaluación fue mayor y comenzó antes). Esto tuvo el efecto de abaratar internamente el petróleo importado, a costa del precio interno de los productos agrarios de exportación. Este abaratamiento, a la vez que sostuvo la acumulación del capital industrial en general, implicó que la protección sobre la producción local vigente en la década de 1930 no sólo desapareciera, sino que se tornara negativa. En otras palabras, la sobrevaluación llevó el precio interno implícito del petróleo crudo por debajo del nivel correspondiente a un tipo de cambio coincidente con la paridad.

Gráfico 5.10 – Factor de sobrevaluación de la moneda de importación (1=paridad)

Fuente: elaboración propia con datos de Iñigo Carrera, La formación económica.

En el mismo sentido —esto es, reduciendo el precio implícito del crudo y por tanto la rentabilidad de la extracción— operó el aumento de los impuestos a la venta de combustibles, que pasaron del 24% de 1939 a un promedio de más del 50% en 1946-1955. En comparación, los impuestos a la venta de combustibles en EUA se mantuvieron en torno al 25%. No obstante, a diferencia del período anterior, cuando la riqueza social contenida en los impuestos salía definitivamente del sector petrolero, a partir de 1949 una parte de lo recaudado con los impuestos fue utilizado para financiar a YPF, a través del Fondo de la Energía. Es decir que, al menos en parte, el aumento de los impuestos retornaba al sector petrolero[69].

Además de los aportes del Fondo de la Energía, fueron destinados otros fondos a la empresa estatal. En conjunto, su magnitud fue importante, oscilando entre el 14 y el 23 % del capital propio de YPF en cada año. Incluso, en algunos años, el aumento del capital de YPF fue similar o incluso algo menor a los aportes estatales, debido a que la empresa dedicaba los fondos de generación propia enteramente a sus gastos corrientes[70], dependiendo de aquellas asignaciones presupuestarias para realizar inversiones. Como resultado de estos aportes, el capital de 1957 de la empresa era un 73% mayor, en términos reales, al de 1951 (véase el Cuadro 5.2).

Cuadro 5.2 – Capital propio y aportes estales a YPF (millones de m$n)

Año

Aportes totales

Capital y reservas

Aporte/capital

Evolución real del capital (*)

1951

368,2

1833

20,1%

100

1952

541,1

2506

21,6%

98,6

1953

841,6

3127

26,9%

118,3

1954

906

3932

23,0%

143,3

1955

642,5

4411

14,6%

143,1

1956

1365,4

6483

21,1%

185,5

1957

1139,4

7548

15,1%

173,2

Fuente: Elaboración propia con datos de Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe). (*) = Evolución en términos reales calculada con IPC

Estos aportes de capital parecen haber sido importantes para que la empresa estatal pudiera realizar trabajos de exploración que permitieron ampliar significativamente las reservas (véase el Gráfico 5.11). En Salta, por ejemplo, YPF descubrió reservas en terrenos que habían sido explorados sin éxito por empresas privadas, gracias a realizar perforaciones más profundas de mayor costo. Como veremos en el próximo capítulo, las reservas descubiertas en este período serían una de las bases de la expansión posterior a 1958. Los resultados en la producción, en cambio, fueron más modestos pero, al menos, se logró retomar el crecimiento desde 1950 (la producción anual de YPF estaba estancada en niveles inferiores a los de 1943).

Gráfico 5.11 – Producción YPF y reservas totales de Argentina (millones m3)

Fuente: elaboración propia con base en datos de Anuario de combustibles y Dachevsky, Tierra y Capital.

La capitalización de YPF con aportes del Estado Nacional se explica, en buena medida, por la necesidad de aumentar la producción local ante el problema más evidente del aumento de las importaciones: su elevado consumo de divisas. Este problema era, a su vez, una expresión de la especificidad del desarrollo del capital industrial en Argentina. Como vimos, el abaratamiento de las importaciones petroleras necesarias para sostener la expansión de la acumulación de capital tenía como contracara la reducción del precio interno de las mercancías agrarias de exportación. Se trataba, entonces, de una trasferencia de riqueza social desde el sector agrario al industrial que consumía el petróleo abaratado o, más precisamente, de una forma concreta de apropiación de renta agraria por el capital industrial. Por consiguiente, la expansión del capital industrial sobre esta base incrementaba aún más la demanda por petróleo y, de este modo, requería de mayores cantidades de renta agraria. Tan pronto como la renta agraria cesó de aumentar al ritmo requerido —a principios de los cincuenta— las importaciones petroleras pasaron de ser una forma del desarrollo de la acumulación de capital en Argentina a una manifestación de sus límites específicos. Como veremos, la expansión de la producción local desde 1958 fue una forma —en sí misma parcial y limitada— de superar esta barrera.

Síntesis

Hemos presentado en este capítulo un análisis histórico de la evolución de la industria petrolera argentina, en los cincuenta años que van desde el descubrimiento del yacimiento de Comodoro Rivadavia hasta la nueva ola expansiva del capital extranjero en la exploración, que estudiaremos en el próximo capítulo. Las principales conclusiones son las siguientes.

Los capitales petroleros extranjeros desarrollaron dentro del país una estrategia ligada a la producción para el mercado interno, principalmente porque las condiciones naturales de los yacimientos argentinos no resultaban suficientes para que los costos de producción les permitieran competir en mercados externos. Sus actividades extractivas internas, por otra parte, se realizaron en escala limitada, tanto en cuanto a la producción como a la extensión geográfica. Se desarrollaron, en ese sentido, en un rol complementario a la empresa estatal, que operaba en todo el país y realizaba mayores inversiones. Luego de 1935, además, se vieron legalmente restringidos a expandirse territorialmente, de modo que su producción entró en declinación absoluta reflejando el agotamiento natural de los yacimientos.

Pero la producción conjunta de la empresa estatal y los capitales privados nunca alcanzó a abastecer completamente el mercado interno. Las principales razones de este hecho fueron dos. En primer lugar resaltamos la competencia con el petróleo importado, que estaba mediada por las fases del desarrollo de la acumulación de capital en general en el país. Esta competencia fue mayor con la expansión de la acumulación de capital de posguerra, que al mismo tiempo que expandía la demanda energética, venía acompañada de la sobrevaluación de la moneda que abarataba el costo interno del petróleo importado, a expensas del precio interno de las mercancías agrarias de exportación. En segundo lugar, más allá de esta competencia, lo cierto es que las inversiones necesarias para expandir la producción eran grandes. El capital privado no parecía dispuesto a hacerlas, muy probablemente porque no las consideraba suficientemente rentables, y la empresa estatal no obtenía ganancias suficientes que pudieran destinarse a este fin. Esto se manifestó con claridad en la década del treinta cuando, pese a la elevada protección frente al petróleo importado, la producción local tampoco alcanzó para abastecer completamente el mercado interno.

No obstante, como respuesta al creciente peso de las importaciones de petróleo y combustibles en la balanza comercial, el Estado Nacional comenzó en 1948 a destinar fondos hacia YPF, cosa que no había hecho desde 1916. A juzgar por los resultados, dichos aportes distaron de ser suficientes para expandir significativamente la producción pero, al resultar en el descubrimiento de nuevos yacimientos durante la década del cincuenta, fueron una condición necesaria para la expansión posterior.


  1. Ver Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 15-22.
  2. Es decir, una estimación de la cantidad total de petróleo de un yacimiento de acuerdo a las reservas probadas en un momento dado sumadas a la producción acumulada hasta entonces.
  3. Calculada en 1991 por el Circum-Pacific Council for Energy and Mineral Resources, Explanatory Notes, 48, de los cuales casi 600 millones correspondían ese año a petróleo ya extraído. Vassiliou, The A to Z of the Petroleum Industry, 584 provee otra estimación, que ubica al yacimiento de “Comodoro Rivadavia” en el rango de 3 a 4 mil millones de barriles. Muy probablemente este dato se refiera en realidad al conjunto de la cuenca del Golfo de San Jorge, esto es, incluyendo el llamado “flanco norte” (Cro. Rivadavia), “flanco sur” (Caleta Olivia) y los pozos hacia el oeste de Chubut y Santa Cruz (por ejemplo el complejo Cierro Dragón); de hecho, los estimados de la producción acumulada de la cuenca a 2001 y las reservas sumaban, precisamente, 4 mil millones de barriles en 2001 (cf. Sylwan, “Geology of Golfo San Jorge”, 125.)
  4. Según la definición de la Association of Petroleum Geologists de EUA, en esta categoría ingresan los yacimientos con una EUR de más de 500 millones de barriles. La importancia de esta clasificación reside en que, aunque tan sólo el 1% de los pozos son “gigantes”, ellos contienen dos tercios del petróleo recuperable en el mundo. En este sentido, la categoría permite ilustrar la importancia de un yacimiento en términos internacionales. Cf. Vassiliou, The A to Z of the Petroleum Industry, 216.
  5. Véase al respecto la lista de los principales yacimientos latinoamericanos publicada en Circum-Pacific Council for Energy and Mineral Resources, Explanatory Notes, 48-50.
  6. Consúltese la lista de mayores descubrimientos mundiales publicada en Vassiliou, The A to Z of the Petroleum Industry, 576-577, 584-588.
  7. Observaciones en el mismo sentido sobre el descubrimiento de Comodoro pueden encontrarse en Philip, Oil and Politics in Latin America, 24, 162.
  8. Ibid., 8.
  9. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 28.
  10. Philip, Oil and Politics in Latin America, 9.
  11. Ibid., 8.
  12. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 120.
  13. Ibid., p 212 presenta algunas evidencias sobre esta decisión, aunque también señala que, durante algún tiempo, la empresa pensó en desarrollar una red propia de comercialización, lo cual no se concretaría. La contracción de sus actividades sería paulatina; a la reducción de la producción de crudo seguiría la venta en 1936 de su participación en la refinadora Itaca y, a principios de los 40, la absorción de sus yacimientos por parte de la Compañía Ferrocarrilera. Cf. Ibid., 214, 437-8.
  14. Philip, Oil and Politics in Latin America, 167.
  15. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 122, 125.
  16. Ibid., 206.
  17. Oil and Politics in Latin America, 167. Este investigador concluye, refiriéndose a Exxon, que “[t]he company drilled a number of dry wells in Rivadavia and worked hard in Salta and Huincul to establish very modest amounts of oil production”.
  18. Las limitaciones geológicas del yacimiento de Comodoro (y por tanto sus relativamente altos costos) eran claramente advertidas en un informe del Departamento de Comercio de EUA de 1923: “The production is greatest during the first month, and after that the output decreases decidedly. The average life of a well is about three years”; cf. Brady, Argentine petroleum industry and trade., 7. Solberg señala el problema del rápido decaimiento de la producción de los pozos, y lo vincula con el fracaso de YPF para expandir la producción en la segunda mitad de la década del veinte. Además, aporta datos al respecto: la producción diaria por pozo disminuye desde 8,2m3 a 3,7m3 entre 1923 y 1928; cf. Petróleo y nacionalismo, 149. Como veremos más adelante (capítulo 6), estos rendimientos son relativamente bajos a nivel mundial. Dachevsky, que también resalta la limitación relativa de los yacimientos petroleros argentinos, señala que para 1935 los pozos perforados en Argentina superan a los de Venezuela (“Tierra y capital”, 156.), con una producción anual unas diez veces menor (dato de 1938; cf. Petróleos Mexicanos, “Anuario estadístico”, 55.).
  19. Folchi y Rubio, “El consumo de energía fósil y la especificidad de la transición energética en América Latina, 1900-1930”, 16-21.
  20. Esto es, el que resulta de sumar la producción local y las importaciones. Las exportaciones eran insignificantes.
  21. Según datos del Boletín de Informaciones Petroleras, no11, noviembre de 1924, citados por Dachevsky, “Tierra y capital”, 108. De acuerdo a estos datos, Argentina ocupaba el octavo lugar en el ranking de países consumidores de derivados.
  22. Philip, Oil and Politics in Latin America, 13.
  23. Ver Dorfman, Historia de la industria argentina, 353-362.
  24. Con base en datos de Ferreres, Dos siglos. Estos datos, a diferencia de los citados en el párrafo anterior, incluyen todos los combustibles (en particular, para la época, la leña) y no sólo los fósiles.
  25. Wilkins, “Multinational Oil Companies in South America in the 1920s”, 416.
  26. Ibid., 418.
  27. Ibid., 422.
  28. Taylor, Petroleum refineries in foreign countries, 1929 …
  29. Dachevsky, “Tierra y capital”, 108 con base en datos del BIP no 11, noviembre de 1924.
  30. Philip, Oil and Politics in Latin America, 166.
  31. Wilkins, “Multinational Oil Companies in South America in the 1920s”, 434.
  32. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 307.
  33. La capacidad de la refinería era en 1923 de 1000 barriles de crudo diarios (cf. Brady, Argentine petroleum industry and trade., 17.) mientras que en 1929 se había multiplicado por diez hasta 10500 barriles diarios, (cf. Wilkins, “Multinational Oil Companies in South America in the 1920s”, 420.). En este punto, la historia de Exxon en Argentina es algo distinta a la de Shell, pues había invertido en refinación desde mucho antes de tener producción local de crudo. Ya en 1911 adquiere acciones en la Compañía Nacional de Aceites, la destilería local de mayor capacidad hasta la inauguración en 1926 de la refinería de YPF en La Plata y en 1914 asumiría el control mayoritario de la empresa. Como señala Mira Wilkins, esta fue una excepción respecto de las prácticas comunes en la industria a nivel mundial, pues por entonces la tendencia general de las petroleras multinacionales era abastecer los mercados importadores con productos refinados en origen y sólo instalar refinadoras para abastecer el mercado interno allí donde la empresa tuviera producción local de crudo (cf. Ibid., 421-422.). Según Wilkins, esta excepcionalidad se explica por la intención de la empresa de convertirse en la refinadora principal de la entonces incipiente producción de crudo estatal de Comodoro, de modo de mantener su control mayoritario del mercado de derivados. De hecho, hasta 1925 Exxon refinó petróleo estatal junto con petróleo importado hasta la inauguración de la refinería de YPF (cf. Wilkins, “The Oil Companies in Perspective”, 421 Véase también el cuadro no 2 en p. 420.). Con todo, hasta fines de la década de 1920, su papel parece haber sido menor, al menos en el mercado de naftas, pues los niveles de importación de éstas eran altos: aún en 1925, el 86,7% de la nafta consumida internamente era importada (cf. Solberg, Petróleo y nacionalismo, 144.
  34. En 1934, año de mayor producción de Exxon en Argentina, su producción local era mucho menor a la de sus filiales en Venezuela, Perú, México y Colombia, representando el 2,4% del total latinoamericano de la empresa; cf. Philip, Oil and Politics in Latin America, 46. En cuanto a Shell, la producción argentina era en ese mismo año del 5% de la de Venezuela; cf. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 307, nota 42.
  35. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 121.
  36. Wilkins, “The Oil Companies in Perspective”, 433 presenta documentos del Departamente de Estado en este sentido; véase también Brady, Argentine petroleum industry and trade, 7.
  37. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 128-131.
  38. Véase una completa síntesis cronológica del establecimiento de reservas en Dachevsky, “Tierra y capital”, 213-224.
  39. Luego analizaremos la magnitud relativa de dicho monto.
  40. YPF, Cincuentenario de YPF. YPF una empresa al servicio del país, 34.
  41. Solberg, Petróleo y nacionalismo, 67.
  42. Ibid., 68-78.
  43. Ibid., 109, 112.
  44. Philip, Oil and Politics in Latin America, 168.
  45. Ibid., 169.
  46. Ibid., 168.
  47. Véase especialmente Solberg, Petróleo y nacionalismo, 146, quien provee datos que muestran que la producción por pozo en 1928 era la mitad que la de 1923 (Tabla 4.5, p. 149).
  48. Ibid., 147.
  49. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 190.
  50. En 1935, las importaciones se componían de petróleo crudo y derivados pesados como el fuel oil. Este último derivado es en realidad un residuo de la refinación que se obtiene luego de extraer los derivados livianos como la nafta. Por esta razón su precio es menor que el del petróleo crudo, lo cual explica por qué se importa el producto derivado en vez del crudo para su refinación local.
  51. Philip, Oil and Politics in Latin America, 26-27.
  52. En el caso de México, a la fuerte orientación exportadora hasta mediados de la década de 1920 siguió un período de caída de la producción total y de orientación de ésta al mercado interno; cf. Haber, “When the Law Does Not Matter”, 10.
  53. Philip sostiene este mismo argumento para América Latina en general, concluyendo: “…it is true that the larger foreign oil companies did have considerable competitive advantages over local entrepreneurs and that the barriers to entry into oil were, in general terms, large enough to have made it unreasonable to expect local capital to play more than a peripheral role”; cf. Oil and Politics in Latin America, 29.
  54. Dachevsky, “Tierra y capital”, 109-119.
  55. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe), 4:27..
  56. Utilizamos el tipo de cambio de paridad elaborado por Iñigo Carrera; al tipo de cambio oficial (el peso estaba fuertemente sobrevaluado en la época), los aportes totales eran 3,7 millones de dólares.
  57. En Perú, una empresa británica independiente (Lobitos Oilfields), pudo desarrollar exitosamente un yacimiento con un capital inicial (en 1908) del mismo orden de magnitud (1,8 millones de dólares) que el aportado por el Estado argentino a la Dirección de Explotación de Comodoro Rivadavia.
  58. A nivel internacional, el barril de petróleo durante la guerra más que duplicó sus niveles de 1914, llegando a venderse a más del triple en la inmediata posguerra (1920). En el mercado argentino, la escasez de combustibles (incluyendo derivados) intensificó el aumento: los precios del crudo entre 1916 y 1920 promediaron 4 dólares (con un pico de 5,43 en 1918) frente a 1,45 de 1914. Datos recopilados por Dachevsky, “Tierra y capital”, 350.
  59. Las utilidades operativas anuales en este quinquenio promediaron 9,06 millones de pesos corrientes, frente a los recién mencionados 8,66 millones de pesos aportados por el Estado nacional. Datos citados por Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 136.
  60. Dachevsky, “Tierra y capital”, anexo estadístico.
  61. Brown, “Why Foreign Oil Companies”, 377.
  62. Véase Dachevsky, “Tierra y capital”, 161-162 para un argumento similar sobre la relación entre YPF y los capitales privados.
  63. En su tesis doctoral sobre los cambios en la relación entre la propiedad de la tierra y el capital en Argentina, este investigador recopila los precios que determinaban la regalía efectivamente pagada en cada región del país; cf. Ibid., cap. 4.
  64. La regalia de un octavo de la producción consistía formalmente en un pago en especie pero, en la práctica, todas las provincias exigían el pago en dinero sobre la base de la imputación de un precio al crudo extraído.
  65. Sobre YPF recaen, además, otras dos formas de apropiación de ganancias ingresos. La primera de ellas es es el aporte variable que debió realizar al tesoro nacional en concepto de “aportes a rentas generales”, con un mínimo de un 10% de las utilidades (YPF, sin embargo, estaba exenta del pago de impuesto a las ganancias). La segunda forma de transferencia que pesaba sobre YPF fue la venta a precios preferenciales a otras reparticiones estatales. Cf. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 332-335, 434-435.
  66. Según puede leerse en la historia oficial de Sol, el “capital-terrateniente” que subarrendaba sus concesiones a la empresa británica: “Los magros resultados obtenidos en los últimos años, más la negativa del gobierno a desarrollar yacimientos en las adyacencias de la explotación de Sol, llevaron a la compañía inglesa The Anglo Persian Oil Co. [Bristish Petroleum] a hacer abandono de las minas “Don Ernesto” y “Alberto” en 1935. Otra de las razones fue la imposibilidad de ‘hacer frente al pago de royalty fiscal sumado a nuestra regalía del 12.5% dado su escaso rendimiento’” (citado en Dachevsky, “Tierra y capital”, 194).
  67. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 378-383.
  68. La tasa de ganancia “efectiva” surge de la relación entre utilidades netas sobre capital propio; tasa de ganancia “antes de impuestos y regalías” incluye el cálculo realizado por la propia YPF de las ganancias transferidas mediante el pago de todos los impuestos, regalías y ventas a organismos estatales por debajo del precio comercial. La tasa de ganancia del sector industrial incluye todo el capital, no sólo el propio, por consiguiente la tasa sobre este último debiera ser mayor.
  69. Gadano, Historia del petróleo en la Argentina, 310-315.
  70. Ibid., 622.


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