Otras publicaciones:

12-2382t

9789871867967-frontcover

Otras publicaciones:

gobernabilidad

9789877230130-frontcover

6 El capital extranjero en la industria petrolera entre 1958 y 1963[1]

En el primer cap铆tulo de la segunda parte de esta investigaci贸n hemos estudiado el proceso de desarrollo global de la industria petrolera. All铆 hemos identificado a los capitales individuales que protagonizaron el proceso de expansi贸n del capital petrolero extranjero en Argentina desde 1958. Estas empresas, que siguiendo a la literatura especializada denominamos 鈥渋ndependientes鈥, se distingu铆an de otro grupo de empresas petroleras que se hab铆an internacionalizado varias d茅cadas antes. Tres elementos caracterizaban, hasta la d茅cada de 1950, a los capitales independientes frente al segundo grupo de empresas: primero, la mayor especializaci贸n en la etapa de extracci贸n; segundo, una menor o incluso nula internacionalizaci贸n; y tercero, un menor tama帽o. Finalizamos el cap铆tulo se帽alando que los m谩s grandes de estos capitales independientes iniciaron un proceso de expansi贸n global a medida que la relocalizaci贸n de la producci贸n petrolera hacia medio oriente y otras regiones contra铆a las posibilidades de valorizaci贸n dentro de su pa铆s de origen. En el presente cap铆tulo, encararemos el estudio del desarrollo de estas empresas en Argentina como una de las formas del proceso de expansi贸n reci茅n mencionado.

Por otra parte, en el siguiente cap铆tulo sobre el sector petrolero analizamos la historia de la industria local desde principios de siglo hasta fines de los cincuenta. All铆, vimos que la necesidad social por petr贸leo y derivados fue satisfecha, en proporciones variables, por producci贸n local e importaciones. La competencia entre el petr贸leo local y el importado estaba mediada, adem谩s, por las formas concretas del desarrollo de la acumulaci贸n general de capital en el pa铆s. Particularmente, durante el per铆odo expansivo de posguerra, las importaciones petroleras 鈥攁baratadas por efecto de la sobrevaluaci贸n de la moneda鈥 fueron una forma concreta de apropiaci贸n de la elevada renta agraria por parte del capital industrial en general. Pero, por ello mismo, cuando la magnitud de la renta agraria comenz贸 a resultar insuficiente para alimentar la acumulaci贸n del capital industrial por este medio, apareci贸 tambi茅n la necesidad de aumentar la producci贸n local para limitar las importaciones. Consecuentemente, el Estado Nacional comenz贸 a destinar fondos para la realizaci贸n de inversiones por parte de YPF, que tuvieron como resultado principal el aumento de las reservas disponibles. Como veremos, la investigaci贸n que aqu铆 se presenta permite sugerir que el contenido del reemplazo de importaciones por producci贸n local es en realidad un reemplazo parcial (en principio limitado al alcance de la producci贸n privada) de la renta agraria por renta petrolera en el sostenimiento del capital industrial en general.

En ese mismo cap铆tulo sobre los antecedentes de la industria petrolera mostramos, adem谩s, el limitado papel que jug贸 el capital extranjero en la etapa exploratoria y extractiva. Sus inversiones se limitaron al desarrollo de producciones complementarias de la producci贸n estatal, que depend铆an en muchos casos del descubrimiento y desarrollo de las regiones petroleras por parte de YPF. En consecuencia, las limitaciones de la empresa estatal no pod铆an m谩s que repercutir negativamente sobre las actividades privadas, cuya producci贸n entr贸 desde 1935 en una tendencia de declinaci贸n absoluta. En suma, durante la mayor parte del primer medio siglo de la industria petrolera local, el capital extranjero no encontr贸 condiciones de valorizaci贸n adecuadas que justificaran la inversi贸n de capital en la producci贸n local.

El presente cap铆tulo, entonces, retoma estos tres aspectos que resultaron de la investigaci贸n precedente. Esto es, se propone vincular el proceso de expansi贸n internacional de los capitales petroleros independientes estadounidenses con el papel del incremento de la producci贸n local en el desarrollo general de la acumulaci贸n de capital en Argentina. Para ello, se propone analizar cu谩les fueron las transformaciones que convirtieron a la industria petrolera local en un 谩mbito propicio para la valorizaci贸n normal del capital extranjero.

El cap铆tulo se estructura de un modo similar al correspondiente al an谩lisis de la valorizaci贸n del capital extranjero en la industria automotriz. Es decir, se dedica un primer apartado introductorio para describir el ingreso de los capitales individuales a la rama. Un segundo apartado se concentra en los determinantes t茅cnicos del proceso de producci贸n que, en el caso de la industria petrolera, se vinculan fuertemente con los condicionamientos naturales de los yacimientos. Sobre esta base, la tercera secci贸n investiga las bases de la valorizaci贸n de los capitales petroleros extranjeros, mientras que la cuarta explicita la conexi贸n, mediada por las pol铆ticas estatales, entre la producci贸n petrolera y el desarrollo de la acumulaci贸n de capital en general en Argentina.

Caracter铆sticas generales de los contratos y los capitales individuales

Aunque, como hemos visto, el capital extranjero ten铆a una larga historia en la exploraci贸n y extracci贸n de petr贸leo en Argentina, hacia 1958 la producci贸n de los yacimientos privados hab铆a descendido al 12% de la producci贸n total local, como consecuencia de su progresivo agotamiento. Tres cuartas partes de la producci贸n privada proven铆an del yacimiento de Shell en Comodoro Rivadav铆a; el resto se repart铆a entre Exxon y Astra[2]. La producci贸n en estos yacimientos, otorgados originalmente en concesi贸n (d茅cadas de 1920 y 30), sigui贸 su tendencia declinante 鈥攁bsoluta y relativa鈥 durante nuestro per铆odo de estudio, de modo que en 1963 representaba tan s贸lo el 2,4% de la producci贸n total[3]. Sin embargo, el a帽o 1958 marcar铆a el inicio de una nueva forma de producci贸n privada, los llamados 鈥渃ontratos petroleros鈥, protagonizada por capitales extranjeros en parte distintos a los que operaban hasta entonces en el pa铆s.

Hubo dos tipos de contratos claramente diferenciados desde el punto de vista formal. Por un lado, los contratos de perforaci贸n consist铆an en la prestaci贸n de servicios en zonas que permanec铆an bajo control de YPF, que se pagaban por metro perforado y tiempo de utilizaci贸n de equipos. Por otro lado, los contratos de exploraci贸n y producci贸n otorgaban directamente a los capitales privados los territorios petroleros para que ellos realicen el proceso de producci贸n 铆ntegro. En estos 煤ltimos contratos, el petr贸leo extra铆do deb铆a ser entregado a la empresa estatal por un precio determinado por mecanismos fijados en el mismo contrato. Como veremos, este segundo tipo de contrato fue utilizado de dos modos distintos, de acuerdo al tipo de terreno que se ced铆a; algunos capitales recibieron tierras con reservas probadas e incluso en producci贸n, mientras otras empresas debieron realizar tareas de exploraci贸n. De acuerdo a eso, estos 煤ltimos contratos pueden subdividirse en contratos de producci贸n y contratos de exploraci贸n (y eventual producci贸n posterior)[4]. A continuaci贸n se presentan dos cuadros que sintetizan la informaci贸n b谩sica sobre los trece contratos

Cuadro 6.1 鈥 Contratos de Exploraci贸n y/o producci贸n (orden cronol贸gico)

Empresa

Pa铆s de origen

Fecha

Zona

Tipo

Producci贸n 1959-63[5]

1

Loeb & Rhoades / Cities Service[6]

EUA

Jul-Ago 1958

Mendoza

Prod.

5389 (8,73%)

2

Amoco[7]

EUA

Jul 1958

Sta. Cruz y Chubut

Prod.

7443 (12,06%)

3

Union Oil of California[8]

EUA

Sep 1958

Chubut

Expl. / Prod.

237 (0,4%)

4

Shell

Inglaterra-Holanda

Dic 1958

Rio Negro y La Pampa

Expl. / Prod.

4 (0,01%)

5

Exxon

EUA

Dic 1958

Neuquen y Rio Negro

Expl. / Prod.

33 (0,05%)

6

Tennessee Gas Transmission[9]

EUA

Abr 1959

Tierra del fuego

Prod.

2613 (4,2%)

7

Marathon Oil Company[10]

EUA

Jun 1961

Tucum谩n, Sgo. del Estero y Salta

Expl. / Prod.

8

Conoco[11]

EUA

Jun 1961

Sgo. del Estero y Santa Fe

Expl. / Prod.

9

Astra

Argentina

Dic 1961

Comodoro Rivadavia

Prod.

221 (0,36%)

10

CADIPSA

Argentina

Feb 1962

Sta. Cruz

Prod.

19,7 (0,03%)

Fuentes: Contratos y acuerdos petroleros; Gussoni, Enfoque jur铆dico de los hidrocarburos en Argentina; Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles; Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥.

Cuadro 6.2 鈥 Contratos de perforaci贸n

Empresa

Pa铆s

Fecha

Zona

Objeto

1

Southeastern Drilling

EUA

Abril 1959

Sta. Cruz

1000 pozos en 4 a帽os

2

Kerr-Mc Gee[12]

EUA

Sta. Cruz

500/850 pozos en 4 a帽os

3

ENI[13]

Italia

Mayo 1959

Sta. Cruz

300 pozos en 4 a帽os

Fuente: Contratos y acuerdos petroleros; Gussoni, Enfoque jur铆dico de los hidrocarburos en Argentina; Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥

Como puede verse, once de las trece empresas que firman contratos entre 1958 y 1963 son extranjeras. A su vez, estas once empresas pueden ser clasificadas en distintos tipos. Cinco de ellas 鈥擜moco, Cities Service, Conoco, Marathon y Union Oil鈥 formaban parte del grupo de las empresas independientes de la rama petrolera estadounidense[14]. Eran, de hecho, t铆picos exponentes de este grupo, caracterizado por su menor internacionalizaci贸n (hasta ese momento), menor tama帽o y mayor especializaci贸n en el upstream, siempre respecto a las 鈥淪iete Hermanas鈥, como se conoc铆a a las grandes multinacionales que controlaban el mercado mundial por entonces. Esto no significa que se tratara de empresas peque帽as; m谩s bien al contrario, estos capitales se contaban entre los m谩s grandes de EUA[15] y formaron parte de la industria petrolera como empresas independientes durante casi todo el siglo XX, hasta el reciente proceso de centralizaci贸n de la rama petrolera mundial[16]. Tennessee Gas Transmission, por su parte, se diferencia de las anteriores empresas por su origen en la distribuci贸n de gas natural. Sus actividades petroleras en Argentina forman parte de una serie de inversiones en el sector petrolero realizadas en la d茅cada de 1950; m谩s tarde la empresa se diversific贸 a煤n m谩s y finalmente vendi贸 su divisi贸n petrolera[17]. Kerr-McGee, cuyo contrato en Argentina era de perforaci贸n exclusivamente, era tambi茅n una independiente en el sentido antes mencionado, pero estaba especializada en la exploraci贸n y perforaci贸n offshore; esta compa帽铆a fue, de hecho, pionera en el desarrollo de esta t茅cnica[18]. La 煤ltima empresa norteamericana de la lista (excluyendo a Exxon), Southeastern Drilling, era una empresa tambi茅n especializada en la perforaci贸n offshore.

Adem谩s de estas ocho empresas estadounidenses (mayormente petroleras independientes), otros tres capitales petroleros extranjeros firmaron contratos durante nuestro per铆odo de estudio. Por un lado, la empresa estatal italiana (Ente Nazionale Idrocarburi, ENI), tambi茅n inmersa en un proceso de expansi贸n global, acord贸 con YPF la realizaci贸n de trabajos de perforaci贸n. Por otro lado, Shell y Exxon, que aparentemente fueron deliberadamente excluidas por el gobierno argentino de las primeras negociaciones debido a sus intereses en la importaci贸n y refinaci贸n en el mercado local[19], finalmente firmaron contratos de exploraci贸n y producci贸n a fines de ese a帽o. Por 煤ltimo, dos empresas locales, Astra y CADIPSA, firman tambi茅n contratos de producci贸n con YPF.

En noviembre de 1963, los trece contratos petroleros fueron anulados por decreto del gobierno nacional y, pocos d铆as despu茅s, se iniciaron acciones judiciales a las empresas involucradas. Sin embargo, en la pr谩ctica las empresas continuaron operando por varios a帽os. Aunque el proceso abierto por las anulaciones queda fuera de nuestro per铆odo de estudio, resulta relevante tener en cuenta su resoluci贸n porque, en algunos casos, el proceso judicial deriv贸 en el pago de indemnizaciones a cambio de la entrega de las tierras y de la infraestructura que hubieran construido sobre ellas. Estas indemnizaciones resultaron ser, en algunos casos, pr谩cticamente los 煤nicos ingresos de las compa帽铆as. En los casos de Amoco y Cities Service, en cambio, no se lleg贸 a un acuerdo indemnizatorio durante el gobierno de Illia; las empresas continuaron produciendo entre el 25 y el 30% de la producci贸n local y sus contratos de 1958 fueron ratificados (con algunas modificaciones) en 1967.

A continuaci贸n expondremos las diferentes formas de operaci贸n de los capitales extranjeros de acuerdo al tipo de contrato: producci贸n, exploraci贸n/producci贸n y perforaci贸n.

Los 鈥渃apitales productores鈥 (Amoco, Cities Service, Tennessee, Astra y Cadipsa)

Los contratos de producci贸n fueron aquellos que involucraron tierras ya exploradas, de modo que resultaba posible comenzar la producci贸n de inmediato. Los primeros tres de estos contratos fueron firmados por Amoco, Cities Service y Tennessee entre julio de 1958 y abril de 1959. Estas tres empresas produjeron un cuarto del total del per铆odo 1959-1963, el 96,7 del total producido bajo el r茅gimen de contratos y el 85% de la producci贸n privada total (incluyendo las viejas concesiones de Exxon, Shell y Astra).

Como ya mencionamos, estos capitales accedieron a tierras que, como fruto de la exploraci贸n previa realizada por YPF, contaban con reservas probadas. El contrato de Cities Service expresamente se帽alaba que las tierras a entregar por YPF deb铆an estar en producci贸n y ofrecer posibilidades m谩ximas para producir grandes cantidades de petr贸leo; adem谩s, las tierras seleccionadas por la empresa estatal deb铆an ser aceptadas expresamente por la contratista[20]. Los contratos de Pan American y Tennessee, en cambio, no conten铆an indicaciones de este tipo pero, a juzgar por el hecho de que en ambos casos la producci贸n petrolera pudo comenzar inmediatamente, se trataba tambi茅n de tierras con reservas probadas por trabajos previos de YPF[21]. Los contratos posteriores, de 1961, con las empresas locales ASTRA y CADIPSA, expl铆citamente involucraban la explotaci贸n de 谩reas ya exploradas por YPF, aunque en estos casos la superficie entregada, la inversi贸n comprometida y la producci贸n resultante eran relativamente menores. Los cinco contratos sumados involucraban una inversi贸n comprometida de 183 millones de d贸lares (de los cuales 180 correspond铆an a las empresas extranjeras), aunque como veremos la suma invertida realmente parece haber sido algo menor.

Centr谩ndonos en los tres contratos con las empresas extranjeras, cabe se帽alar que hay diferencias formales entre ellos. En particular, el contrato de Cities Service presenta una serie de particularidades. En primer lugar, fue originalmente firmado con una entidad financiera estadounidense especializada en emprendimientos petroleros (Loeb Rhoades & Co.) cuya obligaci贸n consist铆a en financiar y proveer servicios tendientes a incrementar la producci贸n petrolera en 谩reas pertenecientes a YPF[22]. Para ello se dispon铆a en el contrato que Loeb Rhoades pod铆a ceder total o parcialmente el contrato sin autorizaci贸n de YPF[23]; este derecho fue utilizado extensamente por la entidad financiera, introduciendo a varias empresas extranjeras[24], entre las cuales la m谩s importante fue Cities Service, que ya en 1962 era la empresa con mayor participaci贸n en las operaciones[25]. Otra particularidad del contrato era que formalmente el pago correspond铆a al reembolso del capital invertido m谩s una ganancia, aunque el modo de c谩lculo relacionaba este pago con el precio internacional del crudo, de modo que en la pr谩ctica se trataba, como en el resto de los contratos, de un precio estipulado por petr贸leo otorgado[26].

Los contratos firmados con Amoco y Tennessee, en cambio, eran m谩s simples. Se trataba expresamente de un acuerdo en el cual YPF permit铆a el acceso a tierras y las empresas deb铆an encargarse de producir la m谩xima cantidad posible de hidrocarburos, de acuerdo a la t茅cnica normal y haci茅ndose cargo de las inversiones necesarias a cambio de un precio fijado contractualmente (10 d贸lares por m3 en el caso de Amoco y 11,15 en el de Tennessee)[27]. En todos los contratos quedaba establecido que las empresas no deb铆an pagar ning煤n tipo de impuesto o regal铆a, aunque estos no eran eximidos sino que quedaban a cargo de YPF, que deb铆a abonarlos al Estado Nacional o a las provincias, seg煤n correspondiera (aunque, tambi茅n veremos, la empresa estatal s贸lo pag贸 los correspondientes a las provincias).

Estos capitales recibieron importantes sumas de parte de YPF en concepto de pago por el petr贸leo extra铆do durante el per铆odo 1959-63, en particular en los casos de Amoco y Cities Service, en virtud de su nivel de producci贸n, relativamente elevado. Aunque s贸lo la 煤ltima de estas empresas hab铆a recuperado la inversi贸n realizada hasta el momento de la anulaci贸n, ambas empresas siguieron luego de 1963 la estrategia de continuar en producci贸n y, eventualmente, renegociaron los contratos en 1967. Tennessee, en cambio, con una producci贸n m谩s modesta, reclam贸 y obtuvo en 1965 una indemnizaci贸n en concepto de pago por la inversi贸n realizada, m谩s intereses[28].

Los 鈥渃apitales exploradores鈥 (ESSO, Shell, Union Oil, Marathon, Conoco)

Los contratos de exploraci贸n y producci贸n reciben menos atenci贸n en la bibliograf铆a debido a que pr谩cticamente no dieron resultado en t茅rminos de producci贸n. Sin embargo, ellos involucraban inversiones de 101 millones de d贸lares; es decir, poco m谩s de la mitad que la inversi贸n comprometida total. Al respecto, hay que tener en cuenta que se trataba de montos de inversi贸n fijados por etapas, y que algunos de ellos estaban condicionados al descubrimiento de reservas explotables; por ello, la inversi贸n real de estos contratos fue menor al monto comprometido aunque, como veremos, tampoco fueron cantidades despreciables. En todos los casos, los eventuales pagos a las empresas proven铆an del petr贸leo que pudieran producir y entregar a YPF, en caso de encontrar reservas explotables comercialmente (es decir, a los precios fijados por el contrato, que variaban entre 11,5 y 12 d贸lares por m3).

El primero de estos contratos fue el de Union Oil, que obtiene acceso a tierras pertenecientes a la cuenca del Golfo de San Jorge. La empresa reci茅n pudo producir petr贸leo de alguna significaci贸n para el a帽o 1963 (poco m谩s del 1% de la producci贸n local total), cinco a帽os despu茅s de la firma del contrato. Al momento de la anulaci贸n por parte del gobierno de Illia a fines de 1963, la empresa no hab铆a recuperado la inversi贸n realizada debido al poco petr贸leo producido y reclam贸 judicialmente 11,6 millones de d贸lares que presuntamente cubr铆an la inversi贸n m谩s el inter茅s sobre el capital; este monto es por tanto el l铆mite superior para estimar la inversi贸n realizada hasta la anulaci贸n (la comprometida por contrato ascend铆a a 14 millones). Finalmente la empresa acord贸 extrajudicialmente, en 1965, el pago de una suma algo menor (entre 7,3 y 11,6 millones, de acuerdo a un eventual peritaje)[29].

En los casos de Exxon y Shell, los contratos ten铆an particularidades derivadas del hecho de que ambas empresas operaban en la producci贸n de crudo bajo el antiguo r茅gimen de concesiones, y tambi茅n en la refinaci贸n y comercializaci贸n local. En el caso de Shell, esto se expres贸 en que el contrato preve铆a el pago en especie con el mismo petr贸leo extra铆do, mientras que el acuerdo con Exxon inclu铆a la restituci贸n a YPF de los yacimientos salte帽os, cuya producci贸n era por entonces muy baja. De todos modos, ninguna de las dos empresas produjo petr贸leo en cantidades importantes, y consecuentemente no recibieron pr谩cticamente pagos de YPF por los trabajos realizados, aunque declararon haber descubierto reservas explotables de petr贸leo y gas. Fundados en esta circunstancia, las empresas reclamaron, luego de las anulaciones de 1963, una indemnizaci贸n en concepto de restituci贸n de las inversiones realizadas m谩s la ganancia correspondiente. En noviembre de 1965 ambas empresas firmaron acuerdos extrajudiciales en los cuales el Estado nacional acept贸 pagar las indemnizaciones correspondientes de acuerdo al criterio propuesto por las empresas[30]. En s铆ntesis, en los casos de Union Oil, Shell y Exxon, las empresas extranjeras realizaron tareas de exploraci贸n para las cuales invirtieron sumas en divisas, que tuvieron como resultado el descubrimiento de reservas (al menos seg煤n las propias empresas) y la construcci贸n de infraestructura (por ejemplo el oleoducto Challac贸-Puerto Rosales que construy贸 Exxon) pero no la producci贸n de petr贸leo. Por esta raz贸n, la valorizaci贸n de los capitales petroleros en cuesti贸n se bas贸 casi exclusivamente en el pago de indemnizaciones acordadas con posterioridad a nuestro per铆odo de estudio. En este sentido, estos contratos terminaron siendo efectivamente contratos de servicios, en los cuales el Estado nacional efect煤a un pago en contraprestaci贸n a trabajos realizados, en este caso de exploraci贸n y construcci贸n de infraestructura. El caso de Tennessee, cuyo contrato hemos clasificado como 鈥渄e producci贸n鈥, presenta similitudes con estos tres contratos, pues tambi茅n recibe una indemnizaci贸n importante, adem谩s de los pagos efectuados por el petr贸leo extra铆do hasta la anulaci贸n.

Continental y Marathon (Ohio Oil), por 煤ltimo, firmaron contratos de exploraci贸n en 1961, en 谩reas en las que no encontraron reservas explotables luego de invertir 5 millones de d贸lares[31]. Ambas empresas, que operaban en conjunto por fuera de Estados Unidos, firmaron un acuerdo en 1965 en el que renunciaban a solicitar indemnizaci贸n alguna, admitiendo que en los contratos originales hab铆an asumido el riesgo minero propio de las actividades de exploraci贸n[32]. Lo que diferenciaba estos casos de los anteriores era la falta de resultados de cualquier tipo, pues no se hab铆an localizado reservas ni realizado obras de infraestructura utilizables.

Los 鈥渃apitales perforadores鈥 (Kerr-McGee, Southeastern Drilling y ENI)

Una tercera forma de operaci贸n del capital extranjero fueron los contratos de perforaci贸n, firmados entre abril y mayo de 1959, seg煤n los cuales las empresas se compromet铆an a perforar y terminar una determinada cantidad de pozos a cambio de un precio determinado por metro perforado y por horas de utilizaci贸n de los equipos[33]. Bajo este r茅gimen, las empresas perforaron 2136 pozos[34], una magnitud que represent贸 el 47% de los pozos totales perforados por YPF en 1959-63 (es decir, por cuenta propia de la empresa estatal y por los contratos de perforaci贸n) y el 36% del total del pa铆s (ver Cuadro 6.3). La inversi贸n total de estos capitales, seg煤n quedaba comprometida por contrato era de 70 millones de d贸lares. Luego de la culminaci贸n de los pozos, 茅stos eran entregados a YPF para su operaci贸n. Estos tres contratos tambi茅n fueron anulados en 1963 y algunas indemnizaciones fueron pagadas a partir de 1965[35].

Cuadro 6.3 鈥 Pozos perforados

YPF (*)

Contratos

Otros privados

Total

1959

402

150

22

574

1960

887

279

1

1167

1961

1449

190

1639

1962

1090

199

1289

1963

655

162

817

Total

4483

980

5463

(*) Incluye contratos de perforaci贸n

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Aspectos materiales de la producci贸n petrolera en Argentina

Como hemos desarrollado con cierta extensi贸n en el cap铆tulo 4 (secci贸n 1), la productividad del trabajo en la rama de la extracci贸n petrolera depende de condiciones naturales no controlables por el capital, propias de la tierra donde se realiza. Por tanto, la determinaci贸n de la localizaci贸n geogr谩fica de la producci贸n mundial tiene un componente ligado a la diferenciaci贸n existente entre las condiciones naturales de los yacimientos en las distintas partes del mundo. La internacionalizaci贸n de la producci贸n petrolera es un fen贸meno de explicaci贸n mucho m谩s sencilla, al menos en primera instancia, que en el caso de la industria automotriz. Simplemente, el capital petrolero tiende a localizarse en las tierras cuyas condiciones naturales determinan una productividad del trabajo m谩s alta, teniendo en cuenta, tambi茅n, los costos de transporte desde las regiones productoras hacia los centros de mayor consumo. Claro est谩 que, sobre esta determinaci贸n de base natural opera, en segunda instancia, la restricci贸n de la propiedad de la tierra que puede, eventualmente, limitar la producci贸n en las mejores tierras. De cualquier manera, el primer problema a tener en cuenta cuando se estudia la producci贸n petrolera en una determinada regi贸n o pa铆s es el de las condiciones naturales de sus yacimientos.

Al respecto, el estudio de la historia de la producci贸n petrolera realizado en el cap铆tulo anterior nos permite extraer una serie de conclusiones. En primer lugar, las reservas petroleras del pa铆s eran peque帽as a nivel mundial; segundo, la distribuci贸n de estas reservas en dep贸sitos relativamente peque帽os atentaba contra la concentraci贸n de la producci贸n; y, por 煤ltimo, la localizaci贸n, profundidad y otras caracter铆sticas f铆sicas de los yacimientos no resultaban particularmente favorables para la productividad del trabajo en cada uno de ellos[36]. En este apartado estudiaremos con m谩s profundidad estas cuestiones, as铆 como sus efectos en la productividad del trabajo y otros aspectos materiales de la producci贸n petrolera, durante el per铆odo 1958-1963.

Los condicionamientos naturales de las tierras petroleras argentinas

Una forma indirecta de medir el efecto de las condiciones naturales en la productividad del trabajo que permite una f谩cil comparaci贸n internacional es la producci贸n de petr贸leo por pozo. Como puede verse en el Cuadro 6.4, seg煤n este indicador, la productividad del trabajo petrolero en Argentina es de las menores a nivel mundial, aunque se encuentra por encima de la de EUA. Las tierras de este 煤ltimo pa铆s, precisamente en raz贸n del bajo rendimiento por pozo, pueden ser consideradas como las que, en promedio, tienen las peores condiciones naturales a nivel mundial y, por tanto, las que determinan el precio a nivel mundial. Teniendo en cuenta la peque帽a diferencia de productividad del trabajo respecto de la peor tierra, sumada a los costos de transporte y la existencia de otras regiones con mejores tierras petroleras, resulta claro que la producci贸n para el mercado mundial quedaba excluida. Mucho m谩s dif铆cil es determinar si la productividad del trabajo para abastecer el mercado interno resulta mayor que la que corresponde a la importaci贸n; en otras palabras, si resulta m谩s barata la producci贸n local que la importaci贸n desde el exterior[37].

Cuadro 6.4 鈥 Petr贸leo producido por pozo (m3 por d铆a)

Pa铆s

Producci贸n por pozo

Ir谩n

1360

Argelia

177

Venezuela

48,8

Indonesia

28,6

M茅xico

20,2

Brasil

17,7

Colombia

10,5

Argentina

7,1 (5,5)*

Estados Unidos

1,9

Fuente: Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥. (*) El dato sobre argentina fue corregido en base a los datos sobre pozos en producci贸n efectiva en 1962 (cf. Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles). Entre par茅ntesis se consigna el dato que ofrece Edwards.

Bas谩ndonos en nuestro estudio del desarrollo hist贸rico de la producci贸n petrolera en Argentina, es posible sostener que la productividad del trabajo parece haber estado en el l铆mite de la que justificaba la producci贸n hacia el mercado interno. Esta afirmaci贸n se basa en dos aspectos de la evoluci贸n del nivel de importaciones respecto de la necesidad social por petr贸leo crudo. En primer lugar, como puede observarse en el Gr谩fico 6.1, existe una cierta coincidencia entre los per铆odos de sobrevaluaci贸n de la moneda nacional de importaci贸n y el crecimiento de la proporci贸n de petr贸leo y derivados importados respecto del consumo total interno de derivados[38]. Por supuesto, la coincidencia temporal entre sobrevaluaci贸n y aumento de las importaciones en relaci贸n al consumo interno no implica por s铆 misma imputaci贸n causal alguna. De hecho, ambos fen贸menos coinciden tambi茅n con fases econ贸micas expansivas, causa m谩s inmediata del aumento de las importaciones. Pero lo que resulta notable es que, a la hora de alimentar la expansi贸n del capital industrial en dichos per铆odos, se recurri贸 a importaciones abaratadas por medio de la sobrevaluaci贸n en vez de al aumento de la producci贸n local. Esto sugiere que los costos de esta producci贸n local no eran lo suficientemente bajos como para resultar una opci贸n claramente m谩s ventajosa que la importaci贸n o, dicho a la inversa, que la importaci贸n abaratada pod铆a desplazar a la producci贸n local del mercado interno.

Gr谩fico 6.1 – Grado de sobre/subvaluaci贸n de la moneda (eje izquierdo) e importaciones de petr贸leo y derivados como porcentaje del consumo (eje derecho)[39]

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de Instituto Argentino del Petro虂leo y del Gas, Centenario; Solberg, Petr贸leo y nacionalismo; San Marti虂n, Petro虂leo y petroqui虂mica; Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Una segunda expresi贸n de las limitaciones naturales de los yacimientos locales es lo que sucede durante la d茅cada de 1930, cuando aumenta marcadamente la apropiaci贸n de la renta de la tierra por parte de terratenientes privados y los estados nacionales y provinciales. Como hemos visto en el cap铆tulo 5, esta parece ser la principal raz贸n del hecho de que, en un contexto de subvaluaci贸n y por tanto de encarecimiento de las importaciones, la producci贸n local no se haya expandido al menos hasta el nivel determinado por el mercado interno. Hemos visto que YPF 鈥攍a 煤nica empresa sobre la que se tienen datos completos鈥 pierde entre 1933 y 1939, en promedio, un 43% de sus ganancias anuales en concepto de impuestos y regal铆as[40], lo que aparece limitando su capacidad de acumulaci贸n y por tanto, sus posibilidades de inversi贸n. Pero este nivel de presi贸n fiscal y rent铆stica era similar, si no inferior, al existente contempor谩neamente en Estados Unidos[41], donde el problema era el exceso de producci贸n en relaci贸n a la demanda, no su defecto. Esto parece indicar, en el mismo sentido que lo que argument谩bamos m谩s arriba, que los costos internos eran relativamente altos.

Ahora bien, estas conclusiones sobre las razones del bajo nivel de autoabastecimiento alcanzado hasta fines de los cincuenta abren el siguiente interrogante. Si a lo largo de medio siglo de industria petrolera local no se hab铆a logrado el autoabastecimiento petrolero, incluso contando, en ciertos per铆odos, con 鈥渁yuda extranjera鈥, 驴c贸mo se explica que en los cinco a帽os que median desde fines de 1958 hasta 1963 la producci贸n haya crecido lo suficiente como para que las importaciones hayan bajado del 65 a menos del 10 por ciento del consumo interno (v茅ase el Gr谩fico 6.2)? Este interrogante se vuelve m谩s agudo cuando se tiene en cuenta que el consumo aument贸 en t茅rminos absolutos en el mismo intervalo de tiempo y que, a nivel mundial, los precios se mantuvieron relativamente estables e incluso tendieron a bajar en t茅rminos reales (Gr谩fico 6.3). Esto es, la producci贸n local aumenta aunque contempor谩neamente estuviera aumentando al mismo tiempo la productividad promedio del trabajo petrolero como consecuencia del desplazamiento de la producci贸n hacia Medio Oriente.

Gr谩fico 6.2 鈥 Producci贸n local de petr贸leo y nivel de importaciones sobre el consumo interno petr贸leo y derivados (miles de m3 y %)

Fuente: elaboraci贸n propia con datos de Instituto Argentino del Petro虂leo y del Gas, Centenario; Solberg, Petr贸leo y nacionalismo.

Gr谩fico 6.3 鈥 Precios del m3 del petr贸leo crudo de referencia mundial

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de British Petroleum, 鈥淪tatistical Review鈥. Nota: El precio corresponde al crudo 鈥淎rabian Light posted at Ras Tanura鈥.

En buena medida, aportar elementos para responder esta pregunta es uno de los objetivos del presente cap铆tulo. Con todo, de acuerdo a nuestro objeto de estudio, s贸lo podremos hacerlo parcialmente, esto es, concentr谩ndonos en la parte de dicho crecimiento que corresponde a la expansi贸n del capital extranjero. Nos corresponde, por el momento, comenzar por indagar sobre las transformaciones materiales del proceso de extracci贸n petrolero ligadas al ingreso del capital extranjero.

Primero, cabe resaltar que la producci贸n por pozo para el conjunto de la industria local registrada en los a帽os 1962 y 1963 (煤nicos a帽os para los que se tiene informaci贸n completa dentro del per铆odo de estudio) no resulta particularmente alta si se la compara con niveles posteriores (v茅ase el Cuadro 6.5). De hecho, los datos indican que la producci贸n por pozo aumenta con posterioridad a 1963. En las d茅cadas posteriores el crudo extra铆do por pozo en producci贸n efectiva oscilar铆a en torno a los niveles de fines de los sesenta (10m3 diarios), algo por encima del ratio de 1962-1963. Esto parece descartar de plano la acusaci贸n del nacionalismo petrolero acerca de una sobreexplotaci贸n generalizada de los yacimientos; de haber sido 茅sta la explicaci贸n del crecimiento de la producci贸n en el quinquenio 1959-1963, los niveles de rendimiento dif铆cilmente podr铆an haberse mantenido en el tiempo y menos aumentado, como de hecho lo hicieron[42].

En cambio, cuando se compara con per铆odos anteriores de la producci贸n petrolera local, el nivel de 1962-63 es notablemente superior. En el Cuadro 6.4 se presenta una reconstrucci贸n de algunos a帽os en los que se ha encontrado informaci贸n suficiente. De los datos surge claramente que el rendimiento de los pozos es a principios de la d茅cada del sesenta m谩s del doble que a mediados de los cincuenta. Esto indica que una de las bases del aumento de la producci贸n del reside en las condiciones naturales de los yacimientos que, como vimos anteriormente, hab铆an sido descubiertos durante la d茅cada del cincuenta y que entraron en producci贸n desde ese a帽o.

Gr谩fico 6.4 鈥 Producci贸n por pozo, total Argentina (m3 diarios por pozo)

1923

1928

1935

1937

1938

1939

1942

1954

1955

1956

1962

1963

8,2

3,7

2,3

2,3

2,3

2,5

2,7

3,5

3,5

3,4

7,1

7,3

Fuente: elaboraci贸n propia con datos de Solberg, Petr贸leo y nacionalismo; Direccio虂n Nacional de Mineri虂a, Estadi虂stica de petro虂leo; Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Cuadro 6.5 鈥 Producci贸n por pozo, a帽os seleccionados (m3 diarios)

YPF

Amoco

Cities
Service

Total

1962

6,3

19,8

24,5

7,1

1963

6,4

17,0

19,5

7,3

1967

8,8

12,7

23,3

9,4

1968

9,7

14,1

23,0

10,1

1972

11,9

14,0

27,7

12,6

Fuente: elaboraci贸n propia con datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

En definitiva, de los datos presentados podemos concluir, primero, que la incorporaci贸n de los yacimientos descubiertos durante la d茅cada de 1950 permiti贸 aumentar la productividad del trabajo petrolero local. En parte, dicha mayor productividad deriv贸 del simple hecho de que los yacimientos eran nuevos. No obstante, el aumento posterior de la producci贸n por pozo, y el mantenimiento en dichos niveles en las d茅cadas subsiguientes, sugiere que otra parte de la explicaci贸n del aumento de la productividad durante el per铆odo reside en las condiciones naturales de las regiones incorporadas en el per铆odo. Antes de pasar al siguiente punto cabe se帽alar que las empresas extranjeras 鈥減roductoras鈥 [43] desarrollaron su producci贸n precisamente sobre estas zonas de descubrimiento reciente, aunque tambi茅n YPF explot贸 por su cuenta algunos de estos yacimientos, por ejemplo, los salte帽os descubiertos a principios de los cincuenta[44].

Diferencias entre los yacimientos y diferenciaci贸n de los capitales petroleros

Adem谩s del reci茅n mencionado aumento de la productividad del trabajo por incorporaci贸n de yacimientos, la otra base de la ampliaci贸n de la producci贸n fue el notable incremento de la perforaci贸n: en el quinquenio 1959-1963 se perforaron tres veces m谩s pozos que en el quinquenio anterior. Estas perforaciones se hicieron tanto sobre los yacimientos de reciente incorporaci贸n como en los m谩s antiguos. Lo que nos interesa analizar en este punto es el papel de las empresas extranjeras en el incremento de la producci贸n y c贸mo se vincula ello con las condiciones naturales de los yacimientos.

Cuadro 6.6 鈥 Pozos productivos y perforados, 1959-1963

Pozos perforados

Pozos productivos

Grado de 茅xito

YPF1

4081 (82,1%)

3561 (83,8%)

87,3%

Contratos de producci贸n2

815 (16,4%)

660 (15,5%)

81,0%

Contratos de exploraci贸n3

74 (1,4%)

28 (0,7%)

37,8%

Total

4970 (100%)

4249 (100%)

85,5%

Notas: 1, incluye contratos de perforaci贸n / 2 y 3, seg煤n Cuadro 6.1.
Fuente: Elaboraci贸n propia en base a datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Para comenzar con el an谩lisis de esta cuesti贸n, en el Cuadro 6.6 presentamos datos de las perforaciones realizadas durante nuestro per铆odo de estudio. El ratio de pozos productivos respecto de los perforados, teniendo en cuenta el total del pa铆s (85,5%), resulta marcadamente alto en comparaci贸n con lo que suceder铆a posteriormente: durante el resto de la d茅cada de 1960 el porcentaje de pozos productivos descender铆a hasta ubicarse por debajo del 65% en 1969. Pero, por detr谩s de este alto grado de 茅xito de la perforaci贸n 鈥攓ue, por lo dem谩s, confirma que se estaba operando en general sobre 谩reas exploradas鈥 puede encontrarse una clara diferenciaci贸n entre los diversos tipos de capitales petroleros. En primer lugar, resulta claro que los que operaban bajo los contratos que hab铆amos agrupado como 鈥渄e exploraci贸n鈥 obtuvieron tierras que efectivamente requer铆an de este tipo de tareas, a juzgar por el bajo porcentaje de pozos productivos. Como vimos m谩s arriba, estos capitales s贸lo produjeron cantidades 铆nfimas de petr贸leo aunque, en algunos casos, llegaron a descubrir reservas explotables.

Por otro lado, Amoco, Cities Service y Tennessee tuvieron un grado de 茅xito en la perforaci贸n mucho mayor, derivado del hecho de que operaron sobre tierras con reservas ya identificadas previamente por YPF. Sin embargo, el porcentaje de pozos productivos estuvo algo por debajo del promedio, lo cual parece indicar que estas empresas dedicaron al menos una parte de sus inversiones a la exploraci贸n. Esto parece ser particularmente cierto en el caso de Tennessee, que para 1963 ten铆a menos de la mitad de los pozos perforados en producci贸n efectiva. Estos datos sugieren que YPF concentr贸 su capacidad de perforaci贸n en el desarrollo de yacimientos (en vez de en exploraci贸n) en mayor medida a煤n que estas empresas privadas.

Pero la diferenciaci贸n entre los capitales no se limita al grado de trabajo previo realizado sobre las tierras que obtuvieron. Como puede verse en los datos del Cuadro 6.5, tanto Amoco como Cities Services obtuvieron rendimientos por pozo muy superiores al promedio nacional. Estos rendimientos, a juzgar por el hecho de que se mantienen por encima del promedio en los a帽os posteriores a 1963, tienen como principal determinante las condiciones naturales de los yacimientos otorgados. Lo mismo puede decirse del caso de Tennessee en Tierra del Fuego, cuyos rendimientos en 1962 y 63 fueron a煤n mayores que los de Cities Service[45]. No quedan dudas, en este sentido, de que estos tres capitales 鈥渃ontratistas鈥 accedieron a tierras que se contaban entre las m谩s productivas del pa铆s; aunque esto no significa que todas las 谩reas de altos rendimientos fueran entregadas al capital extranjero. Por ejemplo, los yacimientos salte帽os explotados por YPF ten铆an rendimientos marcadamente superiores a los de Amoco y Cities Service[46]. Pero, en promedio, puede concluirse que YPF oper贸 sobre tierras con rendimientos m谩s bajos y que los contratistas (de producci贸n) se concentraron sobre regiones con condiciones naturales m谩s favorables.

Ahora bien, dentro del desarrollo de las actividades de YPF se encuentra la operaci贸n del tercer tipo de empresas, aquellas que firmaron contratos de perforaci贸n. Kerr-McGee, Southestern Drilling y ENI perforaron casi 1800 pozos, que aparecen contabilizados, en el Cuadro 6.6, dentro de las perforaciones de YPF. Estas empresas extranjeras no actuaron aqu铆 como empresas petroleras en sentido estricto, sino como perforadoras; en este sentido, su rol fue m谩s bien la provisi贸n de un servicio para el capital petrolero (YPF). Sin embargo, dado que, en los casos de Kerr-McGee y ENI se trata de capitales que en sus pa铆ses de origen act煤an como capitales petroleros y que su operaci贸n en Argentina fue una parte importante de la expansi贸n de la producci贸n, resulta pertinente tenerlos en cuenta. Las perforaciones de este grupo de empresas se concentraron en el flanco sur del yacimiento de Comodoro Rivadavia, de modo que una forma aproximada de captar el papel de los capitales 鈥減erforadores鈥 es analizar la perforaci贸n y producci贸n de YPF en dicha zona (correspondiente a la provincia de Santa Cruz) respecto al resto de yacimientos del pa铆s, entre 1960 (cuando comienza la informaci贸n desagregada al respecto) y 1963[47]. Dicho an谩lisis, cuyos resultados se presentan en el Cuadro 6.7, nos permite concluir que la intensa perforaci贸n en el Flanco Sur, de la cual casi dos tercios estuvo a cargo de los capitales extranjeros perforadores (65%), dio como resultado un incremento de la producci贸n que representa casi el 95% del aumento total de la producci贸n de YPF entre 1959 y 1963. Para lograr este incremento de la producci贸n del Flanco Sur de Comodoro Rivadavia, YPF debi贸 concentrar el 80% de sus perforaciones en dicha regi贸n (incluyendo las realizadas por las empresas perforadoras). Es decir que la empresa estatal recurri贸 al capital extranjero para desarrollar la zona de la cual proviene el grueso de su incremento en la producci贸n durante el per铆odo, mientras que realiz贸 por su cuenta las perforaciones en las zonas en las cuales los nuevos pozos se limitaban a reemplazar el declive o salida de producci贸n de los pozos antiguos. La excepci贸n a este esquema de YPF es Salta, donde YPF duplic贸 la producci贸n sin necesidad de perforar muchos pozos, debido al elevado rendimiento de los yacimientos de la regi贸n.

Cuadro 6.7 鈥 Perforaci贸n e incremento de la producci贸n de YPF en Santa Cruz y en el resto de Argentina

Producci贸n 1959

Perforaci贸n 60-63**

Producci贸n 1963

Aumento (59-63)

m3*

%

N潞

%

m3*

%

m3*

%

Santa Cruz

1938

31,6

3249

79,6

5909

57,3%

3971

94,7

Resto Arg.

4189

68,4

832

20,4

4410

42,7%

221

5,3

Total

6127

100

4081

100

10319

100,0%

4192

100,0

Fuente: elaboraci贸n propia en base a datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles. (*) miles. (**) Incluye contratos de perforaci贸n.

En s铆ntesis, podemos observar que existe una considerable diferencia entre las condiciones naturales de las tierras en las que operaron los diversos tipos de capitales, seg煤n los hemos clasificado anteriormente. Los capitales con contratos de producci贸n obtuvieron tierras con un rendimiento por pozo marcadamente superior al del promedio del pa铆s. YPF, por su parte, oper贸 sobre tierras de menores rendimientos, en promedio. En buena medida ello obedece a que la empresa estatal concentra su producci贸n en la regi贸n de Comodoro Rivadavia y, muy especialmente, en su Flanco Sur, cuyos pozos rindieron en promedio entre un cuarto y un tercio de los rendimientos de los pozos de las empresas 鈥減roductoras鈥. Por esta raz贸n, YPF debi贸 perforar muchos pozos para ampliar la producci贸n. Aqu铆 es donde aparece el papel de los capitales 鈥減erforadores鈥, que se desarrollan sobre territorios de bajo rendimiento relativo por pozo, pero sin que ello afecte su valorizaci贸n porque 茅sta depend铆a de la prestaci贸n de servicios.

Para sintetizar la diferenciaci贸n entre los capitales extranjeros y evaluar en qu茅 medida el aumento de la producci贸n total dependi贸 de cada uno de ellos podemos comparar la cantidad de pozos perforados con el aumento de la producci贸n resultante de dicha perforaci贸n. Como puede verse en el Cuadro 6.8, el 42,6 % del aumento anual de la producci贸n entre 1958 y 1963 corresponde a producci贸n de los capitales de los contratos de producci贸n. Si a ello sumamos la parte correspondiente a los contratos de exploraci贸n, tenemos que casi el 50% del aumento de la producci贸n correspondi贸 a las empresas privadas. Del restante 50%, producido directamente por YPF, la mitad proviene de los pozos perforados por las empresas de los contratos de perforaci贸n y la otra mitad, de los pozos que la empresa estatal realiz贸 por su cuenta.

Salta a la vista, adem谩s, que los capitales productores debieron perforar muchos menos pozos que los que realizaron los capitales perforadores para generar un aumento mucho mayor. Por supuesto, para los capitales perforadores la producci贸n por pozo resultaba irrelevante porque sus ingresos se determinaban por metro perforado y tiempo de utilizaci贸n de equipos. Luego de finalizar los pozos, los entregaba a YPF para la producci贸n efectiva. Lo que se quiere resaltar es que, precisamente, el menor rendimiento de los yacimientos del Flanco Sur en poder de la empresa estatal influy贸 en que en esta zona el capital extranjero oper贸 bajo la forma de los contratos de perforaci贸n y no de producci贸n.

Una 煤ltima observaci贸n sobre los datos presentados en este mismo cuadro se refiere a la participaci贸n de los contratos de exploraci贸n. La participaci贸n con el 5% en el aumento de la producci贸n anual responde a que en 1963 dos de ellos hab铆an empezado a extraer petr贸leo (Astra y Union Oil). No debe confundirse este dato con la participaci贸n de estos contratos en el total de crudo producido en los cinco a帽os, que era de menos del 1% (Cuadro 6.1). En el mismo sentido, lo que aqu铆 estamos se帽alando como la participaci贸n de los capitales de los contratos de exploraci贸n y producci贸n en el aumento de la producci贸n se distingue de su participaci贸n en la producci贸n total en los cinco a帽os comprendidos entre 1959 y 1963 (25%, v茅ase tambi茅n el Cuadro 6.1) y su participaci贸n en la producci贸n total del a帽o 1963 (30%).

Cuadro 6.8 鈥 Pozos perforados y aumento de la producci贸n anual por tipo de capital (1958-1963)

Pozos perforados

Aumento de la producci贸n (millones de m3)

Participaci贸n en el aumento

Capitales productores

815

4,3

42,6

Capitales perforadores – YPF[48]

2136

2,6

25,7

YPF (sin contratos)

1945

2,7

26,7

Capitales exploradores

74

0,5

5,0

Argentina

4970

10,1

100,0

Fuente: elaboraci贸n propia con datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Tecnolog铆a

A nivel mundial, a partir de la d茅cada de 1940 se desarrollaron dos importantes avances en la tecnolog铆a de producci贸n petrolera: los m茅todos de extracci贸n secundaria y la perforaci贸n offshore. El primero de estos avances tuvo sus primeras aplicaciones en la segunda mitad de la d茅cada de 1930 en las tierras del noreste de EUA (que a esa altura eran las menos productivas de ese pa铆s) y cuyo uso se fue extendiendo a medida que avanzaba el decaimiento de pozos en otras regiones. La primera perforaci贸n offshore se realiz贸 en 1947 en el Golfo de M茅xico, y comenz贸 a extenderse mundialmente en los cincuenta. Al respecto, hemos visto en el cap铆tulo 4 que la exploraci贸n offshore del golfo p茅rsico fue parte de la expansi贸n internacional de los capitales petroleros independientes de fines de los cincuenta. Estos capitales independientes fueron centrales en el proceso de desarrollo t茅cnico de las d茅cadas de 1940 y 50; por ejemplo, tanto Kerr-McGee como Amoco estuvieron involucrados en el desarrollo de la producci贸n en el Golfo de M茅xico[49].

En Argentina, s贸lo los m茅todos de recuperaci贸n secundaria fueron introducidos en este per铆odo (en 1962; la perforaci贸n offshore ser铆a posterior), por parte de las empresas contratistas, aunque por esos a帽os los porcentajes de este tipo de extracci贸n sobre el total apenas rondaron el 5% (en el caso de los capitales extranjeros; YPF reci茅n incorpora mecanismos secundarios en 1966). Con todo, este ser铆a el comienzo de una diferenciaci贸n marcada (que se manifiesta fuertemente reci茅n a partir de 1970) entre empresas privadas e YPF en torno a las formas de extracci贸n, en la cual los primeros se especializar铆an en la extracci贸n secundaria e YPF en los yacimientos con surgencia natural[50].

M谩s all谩 de estos cambios cualitativos en las t茅cnicas de perforaci贸n, uno de los componentes m谩s importantes del desarrollo t茅cnico en la extracci贸n de petr贸leo es el aumento de la productividad del trabajo de perforaci贸n y, a su vez, la forma predominante de este incremento es el desarrollo de los equipos perforadores. Una forma de observar, entonces, el nivel tecnol贸gico de los equipos utilizados es a trav茅s de la cantidad de pozos y metros perforados por cada equipo[51]. En el Gr谩fico 6.5 se presenta una comparaci贸n del rendimiento de los equipos para el caso de YPF, dos empresas productoras (Cities Service, Amoco) y las tres empresas perforadoras que operan en Santa Cruz, tomadas en conjunto (Kerr-McGee, ENI y Southestern)[52].

Gr谩fico 6.5 鈥 Metros y pozos perforados por equipo de perforaci贸n

Fuente: elaboraci贸n propia con base en datos de Energy Information Administration, United States, Annual Energy Review, 1995; Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe). Nota: Los datos correspondientes a Argentina son de los a帽os 1960-1961. Los de EUA corresponden a la categor铆a 鈥渢otal Wells (oil, gas, dry hole)鈥 y surgen de promediar los a帽os 1960-1963.

Este gr谩fico muestra una clara diferenciaci贸n en el rendimiento de los equipos entre YPF por un lado, las empresas productoras por otro, y en un tercer grupo las empresas perforadoras. S贸lo las empresas perforadoras tienen rendimientos por equipo similares a los norteamericanos. Los capitales productores, en cambio, pese a tener equipos con m谩s rendimiento que YPF, muestran una marcada diferencia respecto de la industria petrolera estadounidense. Cabe notar que, en estos a帽os, el nivel de perforaci贸n anual en Argentina es particularmente elevado, alcanzando en 1961 casi el mismo nivel que en EUA pero que, al mismo tiempo, el 75% de los pozos se concentraron en Santa Cruz, 谩rea donde operaban las empresas perforadoras. As铆, las perforaciones de cada uno de los capitales perforadores llegan a triplicar a las de Amoco en Chubut y a sextuplicar las de Cities Service en Mendoza[53]. Esto sugiere que la escala de operaciones de las empresas perforadoras justific贸 el uso de equipos m谩s avanzados tecnol贸gicamente, respecto a los capitales extractores como Amoco y, m谩s aun, Cities Service. Alternativamente, la explicaci贸n tambi茅n podr铆a residir en un uso m谩s intensivo del equipo (lo que tambi茅n se derivar铆a de la escala, dada una determinada dispersi贸n espacial de los yacimientos) o en una combinaci贸n de ambas determinaciones.

En s铆ntesis, aunque el capital extranjero introduce ciertamente tecnolog铆a de perforaci贸n m谩s avanzada (e incluso llega a desarrollar incipientemente m茅todos de recuperaci贸n secundaria), las empresas que operan bajo los contratos de producci贸n no parecen utilizar el mismo nivel de tecnolog铆a que en su pa铆s de origen. Como veremos, esto se vincula con lo que analizaremos en el pr贸ximo sub-apartado, respecto a la productividad del trabajo.

Empleo de fuerza de trabajo y productividad del trabajo

No existen estad铆sticas oficiales sobre la cantidad de empleados de las empresas extranjeras que operaron bajo el r茅gimen contratista. No obstante, el estudio de Zinser ofrece estimaciones basadas en informaci贸n obtenida directamente de dos empresas (v茅ase Cuadro 6.14, al final del cap铆tulo). Sobre esta base, hemos calculado la productividad del trabajo de las empresas extranjeras (v茅ase Cuadro 6.15, al final del cap铆tulo), presentada en el Gr谩fico 6.6, en comparaci贸n con la productividad del trabajo de YPF y de la industria petrolera estadounidense en general.

Gr谩fico 6.6 – Productividad del trabajo (miles m3 por empleado)

Fuente: Cuadro 6.15, al final del cap铆tulo.

Varias observaciones surgen del an谩lisis inmediato de los datos. En primer lugar, los contratos de producci贸n aparecen teniendo una productividad mayor que los contratos en general, lo cual es resultado de que los contratos de exploraci贸n utilizaron fuerza de trabajo casi sin obtener resultados en la producci贸n de crudo[54]. Segundo, la productividad del trabajo de los capitales 鈥減roductores鈥 (y tambi茅n, aunque en menor medida, de todos los capitales privados), es marcadamente superior a la de YPF (m谩s del triple, de hecho). Este hecho es muchas veces relacionado con la ineficiencia de YPF, por ejemplo en el discurso del desarrollismo para justificar los contratos[55]. Sin embargo, debe notarse tambi茅n que, al menos en parte, el mayor rendimiento por pozo debido a las condiciones naturales de las tierras en las que operan los capitales privados ejerce con seguridad una cierta influencia sobre su mayor productividad relativa. Probablemente tanto las condiciones naturales como la mal llamada 鈥渋neficiencia鈥 de YPF[56], contribuyan a explicar la mayor productividad del trabajo de las empresas extranjeras. En el mismo sentido opera la diferencia, antes se帽alada, sobre los mejores equipos perforadores que utilizaban los capitales extranjeros.

Una tercera observaci贸n se refiere a la comparaci贸n con el promedio de la industria petrolera estadounidense (exploraci贸n y extracci贸n). Si bien los capitales con contratos de producci贸n tienen una mayor productividad del trabajo que la industria petrolera de EUA, la diferencia no refleja inmediatamente la proporci贸n entre los rendimientos por pozo, pues mientras que este 煤ltimo llega a ser 10 veces superior al promedio de los pozos de Estados Unidos, la productividad del trabajo de las empresas extranjeras en Argentina es s贸lo el doble que en el pa铆s norteamericano. Esto parece indicar que las mejores condiciones naturales de los yacimientos argentinos son parcialmente contrarrestadas por otros aspectos t茅cnicos que tambi茅n determinan la productividad del trabajo petrolero (muy probablemente, ligados a la escala mucho mayor de la industria petrolera norteamericana y al consecuente mayor desarrollo t茅cnico). Incidentalmente, vemos que la productividad del trabajo de YPF es menos que la mitad de la estadounidense, pese a tener un rendimiento por pozo del triple. Esto 煤ltimo parece indicar que las empresas extranjeras s贸lo pod铆an obtener una productividad del trabajo similar o superior a la norteamericana si operaban sobre tierras con condiciones naturales superiores a las promedio del pa铆s. Esta conclusi贸n es consistente con lo que se帽alamos en el apartado anterior respecto a que en el 谩rea de Santa Cruz en la que operaba YPF (con rendimientos mucho menores a las 谩reas entregadas a los capitales extranjeros) el capital extranjero no oper贸 bajo la forma de contrato de producci贸n sino de perforaci贸n, que ataba sus ingresos a los metros perforados y no a la venta del petr贸leo producido.

Costos

Con una productividad del trabajo y un rendimiento por pozo mayores al promedio de la industria petrolera local, los costos del capital extranjero resultan previsiblemente menores a los de la empresa estatal. Nuestro inter茅s se concentra espec铆ficamente en los costos estrictos de operaci贸n del capital extranjero en la producci贸n de crudo. Ello tiene el objeto de servir de base para estudiar, en el pr贸ximo apartado, las condiciones de valorizaci贸n de estos capitales.

S贸lo son conocidos los costos en el caso de Cities Service, debido a que la empresa deb铆a suministrar mensualmente a YPF la informaci贸n de sus operaciones para el c谩lculo del pago mensual que deb铆a efectuar la empresa estatal. En base a ello se ha estimado para esta empresa un costo algo menor a 4 d贸lares por metro c煤bico[57]. Los costos de Amoco pueden estimarse teniendo en cuenta el menor rendimiento por pozo de esta empresa. Esta estimaci贸n arroja un costo de aproximadam ente 5 d贸lares por metro c煤bico, es decir que sus costos de producci贸n deb铆an ser algo mayores[58]. Cabe resaltar que estas dos empresas fueron las m谩s importantes en cuanto a producci贸n de los tres contratos de producci贸n (el 83% del total de 1959-63).

Aunque hay poca claridad acerca de los costos reales de YPF, existen dos estimaciones basadas en sus datos (en particular por la computaci贸n del valor del capital fijo a precios hist贸ricos en un contexto de alta inflaci贸n), una de la propia empresa y otra de la Secretar铆a de Energ铆a. En el primer caso, se presentan costos similares a los precios de venta de las contratistas en las zonas correspondientes y, en el segundo, se indican costos sustancialmente mayores. En cualquier caso, los costos de YPF resultan superiores a los costos de producci贸n de las empresas privadas. En t茅rminos internacionales, se puede comparar estos datos con los costos de producci贸n de EUA, que son de 11,14 d贸lares por metro c煤bico[59].

En s铆ntesis, los costos de las empresas extranjeras se ubican con seguridad por debajo de los costos promedio de EUA, mientras que los costos de YPF, en cambio, parecen estar en l铆nea con los estadounidenses o, al menos, ser mayores que los de los contratos de producci贸n.

Cuadro 6.9 鈥 Costos de la industria petrolera Argentina (U$S/m3)

Mendoza

Chubut

Costos de YPF seg煤n secretar铆a de energ铆a

10,97

22,63

Costos de YPF seg煤n YPF

7,74

10,12

Costo empresa contratista

4

5

Precio de venta contratista

7,85

10

Fuente: S谩bato, 鈥淧r贸logo鈥; Liceaga, Petr贸leo.

La valorizaci贸n de los capitales extranjeros

En el apartado anterior hemos analizado distintos aspectos del proceso de producci贸n de las empresas petroleras extranjeras. Al comparar la operaci贸n de los capitales 鈥減roductores鈥 con la industria petrolera estadounidense (que, adem谩s de corresponder al pa铆s de origen de las empresas en cuesti贸n, son consideradas como las peores tierras en producci贸n mundial) podemos sintetizar que: (a) producen sobre tierras con condiciones naturales superiores; (b) utilizan una tecnolog铆a inferior; (c) la productividad del trabajo de los obreros que explotan es superior a la del obrero petrolero estadounidense y d) los costos de producci贸n son menores. Adem谩s, el hecho de que la productividad del trabajo resulta mayor que la del obrero estadounidense con una tecnolog铆a inferior nos permite concluir que (e) las mejores condiciones naturales de la tierras m谩s que compensaron la tecnolog铆a inferior. Con base en estas conclusiones, en este apartado avanzaremos en la investigaci贸n del proceso de valorizaci贸n de los capitales extranjeros, en particular de aquellos que tuvieron producci贸n efectiva de petr贸leo, los tres capitales con contratos de producci贸n

Precio pagado a los contratistas

El primer aspecto a considerar es el precio interno del petr贸leo crudo que, para el caso de las empresas extranjeras, est谩 fijado por contrato. En el Gr谩fico 6.7 se comparan internacionalmente estos precios de las tres empresas 鈥減roductoras鈥 [60] con el de referencia internacional (golfo p茅rsico), con el precio promedio de la industria estadounidense y con el de importaci贸n.

Gr谩fico 6.7 鈥 Precio del petr贸leo crudo, contratos de producci贸n y precios internacionales (boca de pozo, U$S/m3)

graf

Fuente: Elaboraci贸n propia con base en British Petroleum, 鈥淪tatistical Review鈥; Energy Information Administration, United States, Annual Energy Review, 1995. Nota: Golfo p茅rsico, Arabian Light posted at Ras Tanura, promedio 1959-63; EUA, First Purchase, US average, promedio 1959-63); empresas argentinas, seg煤n fuentes citadas anteriormente (nota 500).

Para la investigaci贸n de las condiciones de valorizaci贸n de los capitales extranjeros en Argentina resulta relevante especialmente la comparaci贸n con el precio estadounidense, por las siguientes razones. Primero, porque dicho precio es el de las peores tierras en producci贸n y, por tanto, las que determinan el precio comercial a nivel mundial[61]. Segundo, porque los capitales productores ten铆an la mayor铆a de sus operaciones de extracci贸n concentradas en los EUA. Tercero, porque las condiciones naturales de las tierras estadounidenses eran mucho m谩s parecidas a las argentinas que las del Golfo P茅rsico.

De esta comparaci贸n surge claramente que los precios obtenidos por todas las empresas extrajeras son mucho menores a los precios del petr贸leo crudo vigentes en EUA: en el caso de Cities Service era bastante inferior a la mitad (43%) mientras que en los restantes dos casos el precio se ubicaba entre el 55 y el 60%. Sin embargo, existen otras condiciones 鈥攍igadas a los costos de arrendamiento鈥 que relativizan esta marcada diferencia de precios. Estas condiciones son analizadas en el pr贸ximo apartado.

Las regal铆as petroleras impl铆citas

Los contratos petroleros argentinos no inclu铆an ning煤n tipo de pago de renta: ni regal铆as, ni porcentajes sobre las ganancias y, de hecho, se exim铆a a las empresas del pago de cualquier tipo de impuesto[62]. En cambio, el precio de venta de EUA, que estamos tomando como base de comparaci贸n, incluye el pago de renta que ha sido estimada entre un 25 y un 30% de los ingresos brutos totales del capital petrolero, para los a帽os 1959-1960[63]. El precio neto que les queda a los capitales petroleros estadounidenses luego del pago de la regal铆a es de 13,61 d贸lares por metro c煤bico[64]. Aunque la diferencia con el precio de las contratistas es todav铆a significativa, en particular con el caso de Cities Service, debe tenerse en cuenta que, en el caso de esta 煤ltima empresa y de Amoco, la entrega de tierras con reservas probadas implicaba que, en sus operaciones locales, estas empresas estaban en buena medida eximidas de los costos de exploraci贸n. Dichos costos han sido calculados en 2,38 y 2 d贸lares por metro c煤bico para los caso de Cities Service y Amoco, respectivamente[65]. Es decir que, si bien los precios que las empresas reciben por el petr贸leo que extraen localmente son menores al precio neto de renta vigente en EUA, una parte de la diferencia se compensa con sus menores costos locales de exploraci贸n. Si sumamos que la productividad del trabajo local, derivada las condiciones naturales de los yacimientos que estas empresas operan, es marcadamente mayor a la norteamericana promedio (Gr谩fico 6.6, m谩s arriba), resulta justificado concluir que, cuanto menos, las condiciones de valorizaci贸n de los capitales petroleros extranjeros que operan en Argentina se asemejan a las de los capitales petroleros estadounidenses.

Cabe resaltar que el hecho de que las contratistas no paguen ning煤n tipo de arrendamiento no quiere decir que no exista renta petrolera. M谩s bien al contrario, al menos en primera instancia, el pago de un precio en boca de pozo marcadamente menor al estadounidense y al de importaci贸n (e incluso menor al del golfo p茅rsico) implica una tasa de apropiaci贸n de ingreso total de las empresas igual a dicha diferencia de precios. De esto se pueden extraer dos conclusiones. Primero, que si se toma como par谩metro del precio de producci贸n mundial al precio comercial de EUA a boca de pozo, la regal铆a petrolera impl铆cita en los contratos es de 57% en el caso de Cities Service, 45% en el caso de Amoco y 39% en el caso de Tennessee[66]. Se trata de regal铆as altas en comparaci贸n a las vigentes en EUA, lo cual parece justificarse en parte por la mayor productividad del trabajo y, en parte, por el hecho de que en los dos primeros casos se entregaron tierras exploradas y, por tanto, en las que se encontraba objetivado trabajo previo realizado por los obreros de YPF (en el per铆odo anterior a 1958)[67]. Segundo, que las diferencias entre las tasas de regal铆a impl铆citas entre los contratos parecen corresponder a diferencias en las condiciones naturales de las tierras involucradas. Esto resulta claro en los casos de Cities Service y Amoco, en los cuales la diferente tasa refleja una diferencia sostenida en el tiempo en el rendimiento por pozo (v茅ase nuevamente el Cuadro 6.5)[68].

La explotaci贸n de la fuerza de trabajo

No existen datos disponibles sobre los salarios pagados por las empresas contratistas y, por consiguiente, no es posible realizar el c谩lculo directo de su relaci贸n con los salarios estadounidenses, que servir铆a para evaluar si existen ventajas relacionadas con una eventual compra de la fuerza de trabajo por debajo de su valor (v茅ase la discusi贸n sobre el tema en el estudio sobre el sector automotriz, en el cap铆tulo 3). La mejor aproximaci贸n al salario de los obreros del sector petrolero son los salarios pagados por YPF, que en 1960 eran de 132.145 pesos corrientes anuales por empleado empleado (s贸lo explotaci贸n)[69]. El poder adquisitivo de este salario era un 64% del correspondiente al obrero petrolero estadounidense[70]. De modo similar a lo que ocurr铆a con el salario automotriz, esta diferencia en la capacidad de consumo es menor que la existente, para el mismo a帽o, entre el salario industrial promedio argentino y el estadounidense. Aun as铆, se trata de una diferencia significativa.

La poca informaci贸n disponible sobre los salarios pagados por las empresas extranjeras es, al menos a primera vista, algo contradictoria. Por un lado Zinser sostiene que los trabajadores de las empresas extranjeras tuvieron un salario similar al de los trabajadores de YPF, apoy谩ndose en una entrevista con un dirigente sindical de la empresa estatal, quien sostiene que dichos salarios son superiores a las empresas privadas 鈥渆xceptuando los de los contratistas鈥[71]. Por otro lado, en los debates parlamentarios sobre las anulaciones, algunos diputados denunciaron que los salarios pagados por las empresas contratistas eran marcadamente menores a los de YPF, y las condiciones laborales mucho m谩s precarias[72]. En cambio, las estimaciones de costos salariales presentadas en el informe de la Comisi贸n Investigadora sobre Petr贸leo de la C谩mara de Diputados parecen indicar que los empleados de las contratistas recib铆an salarios al menos un 30% mayores a los de YPF[73]. Probablemente, la explicaci贸n de las diferencias entre estos 煤ltimos datos y los testimonios resida en que las empresas extranjeras ten铆an empleados estadounidenses en los cargos administrativos y directivos cuyos salarios deb铆an elevar considerablemente el promedio[74], mientras que las denuncias parlamentarias se refer铆an, seguramente, a los obreros de los yacimientos.

De cualquier manera, la influencia salarial sobre los costos por unidad de producto de las contratistas no es particularmente importante. Esto se debe, por un lado, a los elevados gastos de capital fijo de la industria petrolera en general y, por otro lado, a la diferencia entre los costos totales de las contratistas y el precio comercial del petr贸leo (ya sea que se tome como indicador el vigente en EUA o el de importaci贸n). En particular, este 煤ltimo factor explica que para las empresas extranjeras resulte mucho m谩s importante la fijaci贸n del nivel contractual del precio (con la consiguiente tasa impl铆cita de regal铆a) que la determinaci贸n del salario a pagar.

Tomemos, por caso, el ejemplo de Amoco. A煤n si tomamos las estimaciones de la C谩mara de Diputados que, como hemos visto, implicaban salarios promedio superiores a los de YPF, los costos salariales resultantes son de 1,30 d贸lares por metro c煤bico, un 32% del costo total. A煤n si supusi茅ramos, por un momento, que los salarios pagados fueran la mitad (lo que los ubicar铆a claramente por debajo de los de YPF), la diferencia de costos ser铆a tan s贸lo de un 3,6% del precio de EUA. Si comparamos con la regal铆a impl铆cita de 45%, resulta claro que la fijaci贸n del precio contractual es mucho m谩s importante, como determinante de la valorizaci贸n del capital que los salarios pagados. Estas observaciones se aplican a煤n en mayor medida en el caso de Cities Service, dado que los costos totales y el precio contractual son menores. En definitiva, la baja proporci贸n de salarios en los costos totales de empresas extranjeras de los contratos de producci贸n y, sobre todo, la diferencia entre estos costos y el precio de producci贸n mundial del crudo implica que cualquier ventaja relacionada con las condiciones de venta de la fuerza de trabajo local no tuvo m谩s que una importancia limitada[75].

La participaci贸n en la apropiaci贸n de la renta agraria

Las condiciones del desarrollo general de la acumulaci贸n de capital en Argentina determinan que todo capital industrial se beneficia de una de las formas de apropiaci贸n de renta de la tierra agraria: la compra abaratada de fuerza de trabajo por la circulaci贸n de los medios de vida agrarios por debajo de su precio de producci贸n. En este aspecto, la valorizaci贸n del capital petrolero no se distingue de la del capital automotriz que vimos anteriormente; por esta raz贸n, remitimos al desarrollo expuesto oportunamente (cap铆tulo 3, apartado 3.e). Sin embargo, por las mismas razones que las expuestas para la venta de la fuerza de trabajo por debajo de su valor, es preciso resaltar que el abaratamiento de la fuerza de trabajo resulta relativamente poco importante para el capital petrolero extranjero que opera bajo el r茅gimen de contrato de producci贸n.

Las inversiones y la tasa de ganancia

Como ya vimos, las inversiones del capital extranjero en el sector petrolero entre 1958 y 1963 fueron importantes, al menos en comparaci贸n con otras ramas. Como hemos visto, las inversiones mencionadas en los contratos de producci贸n y exploraci贸n alcanzaban los 280 millones, a los cuales deben sumarse los 70 millones de los contratos de perforaci贸n; aunque algunas de ellas involucraban plazos m谩s largos que los estudiados. Seg煤n diferentes estimaciones, las inversiones efectivas desde el extranjero en los contratos de producci贸n y exploraci贸n habr铆an alcanzado para 1963 entre 160 y 175 millones de d贸lares[76]. De acuerdo a esto, las inversiones extranjeras en el sector de extracci贸n petrolera fueron las mayores del total de las realizadas en el per铆odo de estudio, seguidas por las industrias automotriz y qu铆mica, en las que las inversiones fueron entre 100 y 140 millones de d贸lares cada una[77].

La mayor铆a de las empresas no hab铆an recuperado las inversiones realizadas al momento de anulaci贸n de los contratos en noviembre de 1963[78]. Las empresas con contratos de exploraci贸n no hab铆an recibido pr谩cticamente ingresos pues 茅stos depend铆an de la producci贸n entregada a YPF y, como hemos visto, las cantidades de crudo extra铆do fueron muy bajas. De las empresas productoras, s贸lo Cities Service hab铆a obtenido ingresos que superaban el capital adelantado. Sin embargo, esto no significa que las operaciones de estas empresas no fueran rentables; simplemente la amortizaci贸n de la inversi贸n inicial no se hab铆a completado en 1963. Sobre esta base, Tennessee reclam贸 luego (y obtuvo) la indemnizaci贸n correspondiente al capital que no hab铆a recuperado, incluyendo una retribuci贸n en concepto de ganancias. Amoco, en cambio, continu贸 produciendo, lo cual gener贸 deudas por parte de YPF, reconocidas m谩s tarde en la renegociaci贸n de 1967. El pago de estas deudas, sumadas a los pagos efectivamente realizados hasta 1963, superaron largamente las inversiones realizadas.

La 煤nica estimaci贸n disponible de la magnitud de la masa de ganancias de las tres empresas productoras obtenidas anualmente (esto es, la diferencia entre el precio de venta a YPF y el costo anual de producci贸n) es la calculada por la Comisi贸n Investigadora de la C谩mara de Diputados. Una aproximaci贸n a la tasa de ganancia puede construirse, entonces, poniendo en relaci贸n esta masa de ganancia con los gastos iniciales de las empresas (que, a su vez, constituyen una aproximaci贸n al capital adelantado). De esta forma, las tasas de ganancia de Amoco, Cities Service y Tennessee fueron 13,4; 33,3 y 31,1%[79]. Estos 煤ltimos porcentajes se refieren al total de gastos iniciales de las compa帽铆as; si se contabilizan en cambio los desembolsos acumulados de capital (incluyendo nuevas inversiones, posteriores a los gastos iniciales), las tasas de ganancia son 9,4; 16,5 y 26,3%, en el mismo orden[80]. En promedio, la tasa de ganancia sobre el capital invertido acumulado es del 15%[81], que es exactamente la tasa de ganancia normal de las inversiones extranjeras informada por los capitales petroleros norteamericanos al momento de iniciar sus reclamos por indemnizaciones, luego de las anulaciones de 1963[82].

Las empresas que operaron bajo las otras dos formas contractuales tuvieron resultados dis铆miles hasta 1963. Como hemos mencionado, las cinco empresas exploradoras no recibieron ning煤n ingreso hasta el fin de 1963, aunque hab铆an invertido entre 35 y 40 millones de d贸lares en exploraci贸n[83]. Tres de ellas 鈥擡sso, Shell y Union Oil鈥, sin embargo, obtuvieron luego de las anulaciones importantes indemnizaciones calculadas sobre la base de la recuperaci贸n del capital m谩s una retribuci贸n en concepto de ganancias del orden del 15% anual. Un arreglo similar obtuvo Tennessee. Las empresas, por su parte, deb铆an entregar todas las instalaciones que hab铆an construido sobre las tierras, as铆 como la informaci贸n obtenida de los trabajos de exploraci贸n. Es decir que, en definitiva, este grupo de empresas desarrollaron trabajos de exploraci贸n a cambio de una retribuci贸n por parte de YPF que expl铆citamente inclu铆a la valorizaci贸n a la tasa de ganancia considerada normal (por las mismas empresas) para la industria petrolera. Cabe aclarar que los montos de las indemnizaciones fueron financiados con endeudamiento externo, es decir que, al momento del acuerdo extrajudicial, las empresas recibieron el pago, pero el Estado no desembols贸 el dinero correspondiente[84]. Por 煤ltimo, debe mencionarse que en los casos de Continental y Marathon, que no hab铆an encontrado ninguna reserva explotable de petr贸leo, las sumas invertidas por las empresas (5 millones de d贸lares[85]) no fueron reembolsadas.

Por otra parte, los contratos de perforaci贸n eran mucho m谩s simples, pues las empresas recib铆an un pago determinado contractualmente por cada pozo realizado. Seg煤n las estimaciones de la C谩mara de Diputados, las empresas recibieron de parte de YPF un pago total por los m谩s de 2100 pozos, de 145 millones de d贸lares sobre una gasto total de casi 115 millones. Sin saber con alg煤n detalle qu茅 parte de dichos gastos provienen de capital adelantado por la empresa extranjera y qu茅 parte son reposiciones realizadas con los pagos que dicha empresa iba recibiendo, resulta dif铆cil calcular la tasa de ganancia de estos capitales en sus operaciones argentinas. Si se supone que la inversi贸n comprometida en los contratos (70 millones de d贸lares) es equivalente al capital adelantado, las ganancias anualizadas corresponder铆an a una tasa de aproximadamente el 10% anual. Esta parece, sin embargo, una estimaci贸n cautelosa de dicha tasa, pues muy probablemente las inversiones comprometidas se distribuyeron durante los cuatro a帽os de operaci贸n de las empresas perforadoras (1960-1963).

El Estado, la industria petrolera y la acumulaci贸n de capital en Argentina

Seg煤n hemos visto en los apartados anteriores, la expansi贸n de los capitales extranjeros 鈥減roductores鈥 se concentr贸 en 谩reas con condiciones naturales relativamente favorables para el desarrollo de la productividad del trabajo que empleaba, tanto respecto al promedio del territorio argentino como respecto a EUA, pa铆s de origen de las empresas en cuesti贸n. Adicionalmente, aunque relativamente menos importante, los capitales extranjeros probablemente se hayan beneficiado de salarios relativamente bajos por la doble determinaci贸n del pago por debajo del valor de la fuerza de trabajo y el abaratamiento interno de los medios de vida que consumen los obreros (aunque, como vimos, la informaci贸n directa al respecto es escasa). Ambas circunstancias permitieron a las empresas compensar otras determinaciones que tend铆an a disminuir la productividad del trabajo (como la utilizaci贸n de equipos de menor nivel tecnol贸gico), as铆 como los menores precios recibidos por el petr贸leo crudo en Argentina respecto a EUA, y obtener, cuanto menos, tasas normales de ganancia.

Esta forma de valorizaci贸n del capital extranjero estuvo inmediatamente vinculada a la acci贸n estatal, desde que los contratos mismos fueron firmados entre las empresas e YPF; de este modo, la selecci贸n de las 谩reas de operaci贸n y los precios fueron, expl铆citamente, pol铆ticas estatales. Este apartado tiene por objetivo estudiar las determinaciones de dichas pol铆ticas a la luz del estudio del papel de la producci贸n petrolera en el desarrollo de la acumulaci贸n del capital en general.

La apropiaci贸n de la renta petrolera

Anteriormente hicimos referencia a la diferencia entre el precio de venta de las empresas contratistas con el precio de mercado de EUA, y argumentamos que dicha diferencia constitu铆a una tasa de regal铆a impl铆cita que nos serv铆a de comparaci贸n con la regal铆a pagada por los mismos capitales en aqu茅l pa铆s. Ahora nos interesa concentrarnos en la diferencia entre los precios contractuales y los precios de importaci贸n, pues estos 煤ltimos son, seg煤n desarrollaremos inmediatamente, los precios relevantes para la consideraci贸n de la renta petrolera involucrada en la producci贸n contratista.

En la consideraci贸n de las diferentes condiciones naturales de los yacimientos, tanto a nivel mundial como en Argentina, es necesario incorporar la localizaci贸n como una determinaci贸n natural adicional, pues ella influye en los costos de transporte al lugar de consumo y, por tanto, en la productividad del trabajo necesario para producir una determinada cantidad de petr贸leo. Por esta raz贸n, no existe un 煤nico precio mundial con el cual comparar el precio pagado a los contratistas. Por ejemplo, el precio promedio de Estados Unidos es marcadamente superior al del Golfo P茅rsico. En parte esto se debe a una diferencia de calidad entre ambos tipos de crudo, pero en parte, tambi茅n, a los bajos costos de transporte involucrados en la producci贸n petrolera norteamericana, que se refinaba y consum铆a internamente. Es decir que, aunque las condiciones naturales determinaban mayores costos de extracci贸n para los capitales estadounidenses, su cercan铆a al mercado de consumo actuaba en sentido contrario sobre los costos totales de producci贸n (incluyendo, valga la redundancia, el transporte hasta el lugar de consumo). De acuerdo a esto, el precio relevante para comparar las condiciones naturales del crudo producido localmente es el precio de importaci贸n en el puerto de Buenos Aires (esto es, el precio CIF del petr贸leo importado). Esto porque dicho precio es el de producci贸n del petr贸leo extra铆do fuera del pa铆s para el consumo dentro de 茅ste, incluyendo costos de extracci贸n m谩s transporte.

El precio pagado durante el per铆odo 1960-63 por el petr贸leo importado fue, en promedio, de 19,6 U$S/m3[86]. La diferencia con el precio pagado a las empresas contratistas fue, por tanto de entre 9 y 13 U$S/m3 seg煤n el contrato[87]. Parte de esta diferencia es absorbida por costos de transporte desde los yacimientos hasta las refiner铆as[88]. La diferencia resultante entre el precio de producci贸n en refiner铆a (esto es, el precio de boca de pozo m谩s el costo de transporte) y el precio de importaci贸n puede ser considerada como la 鈥渞enta petrolera鈥 involucrada en los contratos de producci贸n[89]. Los precios y costos reci茅n referidos se presentan en el Cuadro 6.10 para cada empresa, junto al c谩lculo de la renta petrolera correspondiente. El cuadro muestra marcadas diferencias en los niveles de renta por unidad de producto, seg煤n cada caso. El petr贸leo producido por Tennessee es el que arroja menos renta, principalmente por el costo del transporte desde Tierra del Fuego a Buenos Aires y, en menor medida, por el mayor precio a boca de pozo. En los otros dos casos, con similares costos de transporte, las diferentes magnitudes de renta responden principalmente a los diferentes precios del crudo.

Cuadro 6.10 鈥 Precios del crudo y renta petrolera (U$S/m3)

Precio boca de pozo

Transporte a Buenos Aires

Precio de producci贸n Bs. As. (1)

Precio Importado (CIF Bs. As.)

Renta

petrolera

Cities service

7,93

2,56

10,49

19,64

9,15

Amoco

10

3,14

13,14

19,64

6,5

Tennessee

11,15

6,11

17,26

19,64

2,38

Fuente: elaboraci贸n propia con base en datos de Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥; Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥; Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles. Nota (1): columna 1 + columna 2.

La renta de la tierra total portada en la producci贸n de las tres empresas extranjeras tiene una magnitud considerable. En el quinquenio 1959-63 suma 104 millones de d贸lares (v茅ase Cuadro 6.17, al final del cap铆tulo), magnitud que resulta mayor que las ganancias de las tres empresas en cuesti贸n, que alcanza en el mismo per铆odo los 80 millones de d贸lares[90]. Otra indicaci贸n de su magnitud es que, en el a帽o pico de la producci贸n petrolera en este per铆odo, 1962, la renta petrolera de la producci贸n contractual (en el sentido que estamos tomando aqu铆) representa un 4,3% de la renta agraria total y un 9,4% de la porci贸n de dicha renta que escapa a los terratenientes agrarios[91].

Para dilucidar qui茅n se apropia de esta porci贸n de riqueza social tenemos que considerar, en primer lugar, cu谩l es el destino del petr贸leo producido por los contratos. Como vimos, el comprador inicial es YPF pero, en esencia, la empresa estatal revende enteramente dicho petr贸leo a los capitales refinadores privados (ESSO y Shell, casi exclusivamente). Los capitales refinadores, en efecto, sustituyen entre 1958 y 1963 el petr贸leo importado por el de producci贸n local: en efecto en esos 6 a帽os el porcentaje del petr贸leo importado dentro del procesado por estas empresas pasa del 89 al 12%. En 1963, a帽o en el que la producci贸n de las empresas contratistas suma 4,7 millones de metros c煤bicos, ESSO y Shell procesan 4,9 millones comprados a YPF. Es por lo tanto central considerar el precio de reventa del crudo por parte de YPF a estas empresas. Los datos correspondientes, que se presentan en el Cuadro 6.11, muestran que dichos precios se ubicaron por encima de los precios a los que YPF compra el petr贸leo a los contratistas pero por debajo de los de importaci贸n. Es decir que, por un lado, YPF se apropia de una porci贸n de la renta petrolera por la diferencia entre los precios a los que compra y a los que vende y, por otro, los capitales refinadores se apropian de otra porci贸n al comprar el petr贸leo que refinan por debajo del importado. De la parte que apropia YPF por medio del diferencial de precios, una porci贸n pasa a las provincias por el pago de regal铆as que la empresa estatal deb铆a realizar, correspondiente a la producci贸n de las contratistas privadas (v茅ase tambi茅n el Cuadro 6.11, columna 2).

Cuadro 6.11 鈥 Distribuci贸n de la renta petrolera entre Provincias, YPF y refinadores (d贸lares por barril)

Precio de producci贸n en Bs. As

(1)

Regal铆a provincia

(2)

Precio de venta a refinadores

(3)

Renta apropiada por YPF/EN

(4) = (3) 鈥 (1) 鈥 (2)

Renta petrolera

total

(5)

Renta aprop. por refinadores

(6) = (5) 鈥 (4) 鈥 (2)

Cities Service

10,49

1,5

15,46

3,47

9,15

4,18

Amoco

13,14

1,02

13,56

-0,6

6,5

6,08

Tennessee

17,26

1,23

19

0,51

2,38

0,64

Fuentes: (1) Cuadro 6.10; (2) C谩mara de Diputados, 鈥淒iario de Sesiones鈥; (3) CFI, Programa conjunto (2do. informe); (5) Cuadro 6.10

Cuadro 6.12 鈥 Renta petrolera total y sus apropiadores, 1959-63 (millones de d贸lares)

Provincias

YPF

Refinadores

Total

Cities Service

8,1

18,7

22,5

49,3

Amoco

7,6

-4,5

45,3

48,4

Tennessee

3,2

1,3

1,7

6,2

Total

18,9

15,6

69,5

103,9

Fuente: Cuadro 6.11 y Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Gr谩fico 6.8 鈥 Apropiadores de la renta petrolera total, 1959-63 (tres contratos)

Fuente: Cuadro 6.12

En el Cuadro 6.12 se muestran los totales de la renta petrolera apropiados por las provincias, YPF y capitales refinadores en el quinquenio 1959-63, obtenidos de multiplicar las participaciones por metro c煤bico del Cuadro 6.11 por la producci贸n total de cada contrato. Por 煤ltimo, en el Gr谩fico 6.8 se presenta la distribuci贸n de la renta petrolera correspondiente a los tres contratos, en t茅rminos porcentuales. Como se ve, la mayor porci贸n de esta riqueza social fue apropiada, en primera instancia, por los capitales refinadores. En el pr贸ximo apartado intentaremos averiguar si, en alguna medida, dicha apropiaci贸n influy贸 en los precios de los derivados en el mercado interno.

El precio de los derivados

Adem谩s de los precios de los contratistas y los precios de reventa a los refinadores, tambi茅n los precios de venta de los derivados estaban regulados por el Estado, tanto los de las refinadoras a la red de comercializaci贸n como los finales al p煤blico[92]. En el Gr谩fico 6.9 se muestra la evoluci贸n hist贸rica del precio de la nafta al consumidor en t茅rminos reales. Aunque el gr谩fico muestra una fuerte oscilaci贸n en dicho precio, (motivada, desde 1946, por bruscos pero puntuales aumentos nominales en un contexto de inflaci贸n), puede notarse una tendencia a la baja, en particular desde fines de los cincuenta: durante toda la d茅cada de 1960 los precios reales oscilan entre el 60 y el 80% del nivel registrado en 1959.

Gr谩fico 6.9 鈥 Evoluci贸n del precio de la nafta al consumidor, en t茅rminos reales (1959=1)

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de Gadano, Historia del petr贸leo en la Argentina; Dachevsky, 鈥淭ierra y capital鈥; Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

En el Gr谩fico 6.10, a su vez, se muestra la comparaci贸n del precio de la nafta en Argentina respecto al precio en Estados Unidos, tanto el de venta al p煤blico como el neto de impuestos. Retomando nuestro an谩lisis hist贸rico del cap铆tulo anterior, podemos ver que durante la d茅cada de 1930 el precio local se encontraba marcadamente por encima del de EUA, en raz贸n del alto componente de importaciones de petr贸leo y derivados. Durante la d茅cada 1946-55, en cambio, el precio de venta local se ubica mucho m谩s cerca del precio estadounidense, aunque es todav铆a un 20% superior, mientras que el precio neto de impuestos es un 20% menor en Argentina. Este abaratamiento relativo de la nafta se da en un contexto de marcado aumento de las importaciones de crudo. Esta aparente contradicci贸n se explica, en buena medida, por el alto nivel de sobrevaluaci贸n de la moneda, que abarata internamente dichas importaciones, a costa de la renta de la tierra portada en las exportaciones agrarias. En otras palabras, durante el per铆odo de las dos primeras presidencias de Per贸n, el petr贸leo crudo se abarata como forma concreta de apropiaci贸n de la renta agraria por los capitales industriales en general, consumidores de combustibles.

Gr谩fico 6.10 鈥 Comparaci贸n del precio de la nafta (ARG/EUA) y nivel de autoabastecimiento de petr贸leo y derivados

Fuentes: ver Gr谩fico 6.9

A partir de 1959 los combustibles se abaratan a煤n m谩s frente a los norteamericanos, al punto que el precio de venta al p煤blico es menor a pesar de tener un contenido de impuesto mayor (poco m谩s del 50% en Argentina frente al 30% de EUA). Pero, a diferencia del per铆odo anterior, la sobrevaluaci贸n hab铆a desaparecido, como expresi贸n de la reducci贸n absoluta de la renta agraria (y, m谩s a煤n, en relaci贸n a la escala del proceso de acumulaci贸n). El abaratamiento del combustible, entonces, dependi贸 en este per铆odo no de la renta agraria sino, en la parte correspondiente, del abaratamiento del crudo como resultado de su producci贸n interna bajo los contratos[93]. En otras palabras, en el caso de la producci贸n de las empresas extranjeras, la renta petrolera reemplaza a la renta agraria como forma de sostener precios relativamente bajos de los combustibles.

El capital petrolero extranjero y la acumulaci贸n del capital en Argentina

En nuestro estudio sobre el desarrollo del capital extranjero en la rama automotriz hicimos referencia a las condiciones particularmente ventajosas para el capital proveniente de la explotaci贸n de la fuerza de trabajo, tanto por la apropiaci贸n de una parte de su valor como por el abaratamiento de aqu茅lla por la circulaci贸n de las mercanc铆a agrarias por debajo de su precio de producci贸n (y, por tanto, por la apropiaci贸n de la renta agraria por parte del capital que compra dicha fuerza de trabajo). Dado que estas son condiciones generales de la acumulaci贸n del capital, las pol铆ticas estatales mediadoras en el desarrollo de estas formas de valorizaci贸n son, en esencia, las mismas que las descritas oportunamente (cap铆tulo 3). Pero, en cambio, resulta pertinente detenerse en las formas concretas del desarrollo de otra de las caracter铆sticas generales de esta etapa de la acumulaci贸n de capital, a saber, el endeudamiento externo, en su vinculaci贸n con la expansi贸n del capital extranjero en la rama petrolera.

En primer lugar, el desarrollo del capital extranjero en la rama petrolera est谩 ligada al endeudamiento porque, desde el principio de su operaci贸n, se entreg贸 m谩s petr贸leo que el que efectivamente fue pagado por YPF. Hacia 1962, la empresa estatal hab铆a pagado s贸lo el 75% del petr贸leo entregado por las empresas. Por esta raz贸n, al momento de la anulaci贸n de los contratos, en noviembre de 1963, se hab铆a generado una deuda, buena parte nominada en d贸lares a favor de las empresas contratistas. Esta deuda se fue acumulando en los a帽os posteriores hasta que fue convertida en deuda externa en las renegociaciones de los contratos de Amoco y Cities Service en 1967[94]. En el caso de los contratos de exploraci贸n, como hemos visto, los montos invertidos por las empresas se convirtieron en indemnizaciones como consecuencia de los acuerdos extrajudiciales entre el Estado argentino y las empresas. Los pagos a las empresas tambi茅n fueron convertidos en deuda externa. M谩s all谩 de los montos que fueron reconocidos en las negociaciones posteriores, podemos estimar la magnitud de la riqueza social 鈥済enerada鈥 por las empresas hasta 1963, que luego fue convertida en deuda, de la siguiente manera. Para el caso de los contratos de exploraci贸n, la suma correspondiente viene dada por las inversiones efectivamente ingresadas desde el exterior. Para los contratos de producci贸n de Cities Service y Amoco, es un monto equivalente a la deuda por el petr贸leo no pagado. El caso de Tennessee tiene ambos componentes, pero s贸lo hemos considerado la correspondiente a la deuda por el petr贸leo entregado, pero no pagado. El monto total de riqueza social 鈥攃ompuesto por el petr贸leo impago de los contratos de producci贸n y las inversiones extranjeras en los contratos de exploraci贸n鈥 que fue luego reconocido como deuda externa suma 80 millones de d贸lares[95]. Este monto equivale al 6% del flujo neto de fondos por endeudamiento externo, desde su reinicio a medidos de los cincuenta hasta 1963.

Por otro lado, el pago de los contratos de producci贸n y perforaci贸n deb铆a realizarse, en buena medida, con divisas. Ya hemos visto en el cap铆tulo 3 que, ante la insuficiencia de las divisas generadas por las exportaciones, el endeudamiento externo jugaba un papel importante en el sostenimiento de la capacidad de importar. Una situaci贸n similar ocurri贸 con los pagos por el petr贸leo local y los pozos perforados. Asociado con la firma de los contratos, YPF obtuvo un cr茅dito del Eximbank por 100 millones de d贸lares[96]. YPF ten铆a otras necesidades de gastos de divisas, como por ejemplo la compra de equipos pero, de cualquier manera, su capacidad de realizar pagos en divisas dependi贸 en buena medida del endeudamiento externo.

Una tercera relaci贸n de los contratos con el endeudamiento externo fue que el ingreso del capital extranjero fue una de las condiciones exigidas por el Estado norteamericano y los organismos internacionales de cr茅dito para el otorgamiento de cr茅ditos tambi茅n para otros prop贸sitos, sobre la base de que exist铆a capital privado excedente en la industria petrolera mundial y que no se financiar铆a indirectamente la producci贸n petrolera estatal[97]. Es decir que las presiones del gobierno estadounidense, el FMI y otros organismos, canalizadas a trav茅s de sus pol铆ticas crediticias, parecen haber sido formas pol铆ticas importantes de la expansi贸n del capital extranjero tambi茅n en el sector petrolero; cabe recordar, en ese sentido, que los acuerdos con el FMI fueron centrales en la pol铆tica desarrollista del per铆odo (v茅ase el cap铆tulo 3)[98].

S铆ntesis

Este cap铆tulo comenz贸 con un apartado introductorio que present贸, en primer lugar, los diversos tipos de contratos firmados en el per铆odo de estudio y, luego, las caracter铆sticas de los capitales extranjeros involucrados.

El segundo apartado se dedic贸 al estudio al estudio de aspectos materiales del proceso de extracci贸n petrolera. Primero, se estudiaron las condiciones naturales de los yacimientos. Al respecto, se concluy贸 que la incorporaci贸n de los yacimientos descubiertos durante la d茅cada de 1950 tuvo como consecuencia un aumento de la productividad del trabajo petrolero local promedio. Pero, adem谩s, se mostr贸 que exist铆an diferencias importantes en este sentido entre las diversas regiones del pa铆s. Los capitales que hemos denominado 鈥減roductores鈥 se concentraron en tierras particularmente buenas en relaci贸n al promedio nacional, mientras que los 鈥減erforadores鈥 lo hicieron en regiones cuyos pozos ten铆an un menor rendimiento. Se sugiri贸, entonces, que precisamente esta diferencia en las condiciones naturales permite explicar las diversas formas contractuales, en la medida en que las peores regiones petroleras no hubieran resultado rentables para el capital bajo la forma de los contratos de producci贸n. Se avanz贸 luego sobre la tecnolog铆a utilizada, encontrado cierta evidencia de que los capitales 鈥減roductores鈥 utilizaron tecnolog铆a relativamente atrasada respecto a la utilizada en su pa铆s de origen o, al menos, que la utilizaci贸n de medios de producci贸n fue, en t茅rminos relativos, de baja intensidad. En cualquier caso, se se帽al贸 que dicho atraso t茅cnico fue m谩s que compensado por las condiciones naturales de los pozos, a juzgar por la productividad del trabajo, mayor que la de la industria petrolera estadounidense promedio. Por 煤ltimo, el aparado cerr贸 comparando internacionalmente los costos, concluyendo que 茅stos fueron menores en Argentina, para los capitales 鈥減roductores鈥, respecto del costo promedio estadounidense.

El tercer apartado se aboc贸 al estudio de las condiciones de valorizaci贸n de los capitales petroleros. En base a la comparaci贸n internacional de precios, se argument贸 que los precios de los contratos involucraban una 鈥渢asa de regal铆a impl铆cita鈥, cuya magnitud, desde el punto de vista de las condiciones de valorizaci贸n de los capitales extranjeros, variaba entre el 40 y el 57% por ciento de la producci贸n. Se argument贸 que, no obstante, no se trataba de una tasa de regal铆a tan alta como podr铆a parecer, al menos en comparaci贸n a lo que los mismos capitales deb铆an pagar en su pa铆s de origen en concepto de renta e impuestos, sobre todo al tener en cuenta la ausencia de costos de importaci贸n y la mayor productividad del trabajo petrolero local (en los yacimientos espec铆ficos que estos capitales explotaban) respecto del promedio estadounidense. En este sentido, se sostuvo que el nivel de la regal铆a impl铆cita no aparec铆a como impedimento para una valorizaci贸n normal. Se mencion贸, adem谩s, que la fuerza de trabajo que explotaban se encontraba probablemente abaratada localmente, siguiendo la tendencia general de las condiciones salariales del 谩mbito nacional de acumulaci贸n, con la salvedad que imponen las limitaciones de datos disponibles sobre el asunto. Tambi茅n se se帽al贸 muy sucintamente que el capital petrolero, como cualquier capital industrial que opera en el 谩mbito nacional, participa del proceso de apropiaci贸n de renta agraria, particularmente, en este caso, por medio del abaratamiento de la fuerza de trabajo que surge de la circulaci贸n interna de los medios de vida por debajo de su precio de producci贸n. Por 煤ltimo, se presentaron las evidencias disponibles acerca de la tasa de ganancia, que apuntan en el sentido de confirmar que los capitales petroleros se valorizaron, durante el per铆odo de estudio, al menos a la tasa general de ganancia.

En el cuarto y 煤ltimo apartado se abord贸 la relaci贸n entre el sector petrolero y el desarrollo general de la acumulaci贸n de capital en Argentina; y la mediaci贸n de las pol铆ticas estatales en este proceso, en particular por medio de la fijaci贸n de los precios de la cadena petrolera, desde el crudo de los contratos hasta los derivados. Primero se estudi贸 qui茅n apropia la renta petrolera correspondiente a la diferencia entre el precio que recibe la contratista y el precio de producci贸n del petr贸leo crudo 鈥減uesto en Buenos Aires鈥. Se mostr贸 entonces que la mayor parte de dicha renta petrolera (el 67%) era apropiada, al menos en primera instancia, por los capitales privados refinadores que acced铆an a petr贸leo crudo a precios inferiores a los de importaci贸n. En base al an谩lisis de la evoluci贸n del precio de la nafta y, especialmente, su comparaci贸n internacional con EUA, sostuvimos que el abaratamiento del crudo se trasladaba, al menos en parte, al precio de los combustibles. Con base en este se帽alamiento concluimos que, en la parte correspondiente a la producci贸n de crudo por el capital extranjero, la sustituci贸n de importaciones de crudo por su producci贸n interna inclu铆a como uno de sus contenidos el reemplazo de renta agraria por renta petrolera en la alimentaci贸n de la valorizaci贸n del capital industrial. Por 煤ltimo, el cuarto apartado rese帽a otras vinculaciones entre el desarrollo del capital petrolero extranjero con el desarrollo de la acumulaci贸n de capital en Argentina. Si bien apenas se menciona la relaci贸n con las formas pol铆ticas de apropiaci贸n de la renta agraria, en esencia coincidente con las analizadas en el estudio sobre el sector automotriz, se expuso con mayor detalle la importante vinculaci贸n del desarrollo del capital extranjero en la rama con la generaci贸n de la deuda externa.

Anexo

Cuadro 6.13 鈥 Producci贸n por empresa (miles m3)

1959

1960

1961

1962

1963

Promedio anual

Amoco

107

1125,6

2070,3

2208

1932,3

1488,64

Cities Service

219,6

1069,1

1217,4

1466,4

1416,2

1077,74

Tennessee

0,4

268,1

476,2

946,3

922,1

522,62

Union Oil

37

199,5

118,25

Esso

2,2

9,9

15

5,4

8,125

Astra

16

204,7

110,35

Shell

3,6

3,6

CADIPSA

19,7

19,7

Marathon

0

0

Total

327

2465

3773,8

4688,7

4703,5

3349,025

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Cuadro 6.14 鈥 Empleados de empresas petroleras (exploraci贸n y producci贸n)

1959

1960

1961

1962

1963

Promedio anual

Amoco

700

1150

720

705

270

709

Cities Service

360

470

400

380

375

397

Tennessee

130

595

440

105

115

277

Union Oil

65

110

87,5

Esso

75

370

445

80

70

208

Astra

150

190

260

200

Shell

105

40

20

145

77,5

CADIPSA

15

80

47,5

Marathon

95

95

95

Total

1265

2690

2195

1655

1520

2098,5

Fuente: Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥(estimaci贸n en base a informaci贸n directa de dos empresas estadounidenses).

Cuadro 6.15 鈥 Productividad del trabajo por empresa (1960-1963)

Miles m3 / empleado

Amoco

2,10

Cities Service

2,71

Tennessee

1,89

Union Oil

1,35

Esso

0,04

Astra

0,55

Shell

0,05

CADIPSA

0,41

marathon

0,00

Total Contratos

1,60

Contratos de Producci贸n

2,23

YPF

0,51

EUA

1,35

Fuente: elaboraci贸n propia, Cuadro 6.13, Cuadro 6.14, United States Census Bureau, Statistical Abstract of the United States; Energy Information Administration, United States, Annual Energy Review, 1995. Nota: Argentina: promedio 1960-63. EUA: Promedio 1958, 1960, 1963.

Cuadro 6.16 鈥 Pozos y metros perforados por equipo

Chubut

Mendoza

Santa Cruz

EUA

YPF

Amoco

YPF

Cities Service

Kerr-McGee

South.

ENI

Pozos por equipo

26,5

4,8

13,4

5,77

8,6

26,4

26,3

27

Metros por equipo

34900

8860

28600

14700

19700

35800

39600

41500

Fuente: Elaboraci贸n propia con datos de Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe); Energy Information Administration, United States, Annual Energy Review, 1995.

Cuadro 6.17 鈥 Renta petrolera, total contratos y por empresa (d贸lares)

Renta por m3

1959
(miles)

1960聽
(miles)

1961聽
(miles)

1962聽
(miles)

1963聽
(miles)

Total聽
(miles)

Cities Service

9,15

2.009

9.782

11.139

13.417

12.958

49.306

Amoco

6,5

695

7.316

13.456

14.352

12.559

48.380

Tenn.

2,38

0,952

638

1.133

2.252

2.194

6.219

Total

2.705

17.736

25.729

30.021

27.712

103.906

Fuente: Cuadro 6.10 y Cuadro 6.13



  1. Luego de la publicaci贸n de esta tesis, parte de este cap铆tulo fue reelaborado y publicado en Fitzsimons, 鈥淟as determinaciones econ贸micas鈥.
  2. Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Combustibles 1950-1959, 6. Una cuarta empresa que produc铆a cantidades similares a Astra y Exxon, 鈥淧etroqu铆mica Comodoro Rivadavia鈥 (ex Ferrocarrilera) era de propiedad estatal desde 1946.
  3. Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.
  4. Este 煤ltimo criterio de subdivisi贸n es utilizado por Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥; Philip, Oil and Politics in Latin America, 411.
  5. En miles de metros c煤bicos; entre par茅ntesis se indica el porcentaje de la empresa en la producci贸n petrolera local
  6. Seg煤n Instituto Argentino del Petro虂leo y del Gas, Centenario. Cities Service adquiri贸 el contrato en 1962.
  7. El contrato de 1958 es firmado por Pan American Oil Company, subsidiaria de Amoco en Argentina y otras partes del mundo. Utilizaremos los nombres de las casas matrices, en vez de los utilizados legalmente en Argentina, para enfatizar la identidad de la subsidiaria con la empresa multinacional en cuesti贸n. Adem谩s, debe tenerse en cuenta que, como aclaramos anteriormente, utilizamos los nombres contempor谩neos de las matrices o su 煤ltima denominaci贸n como empresa independiente. Puede apreciarse la complejidad de nombres, justamente, con el caso de Pan American. Este 煤ltimo era el nombre de la subsidiaria; Standard Oil of Indiana, el de la matriz en ese momento. Pocos a帽os despu茅s, la matriz pasa a llamarse Amoco, que hoy es parte de British Petroleum (que, en realidad, desde hace pocos a帽os se llama simplemente BP). De acuerdo a nuestro criterio, nos referiremos siempre a este capital con el nombre 鈥淎moco鈥.
  8. Luego conocida como UNOCAL, actualmente parte de Chevron.
  9. En 1966 la empresa cambia su nombre a Tenneco, como se la conoce actualmente (desde 1988 esta empresa no tiene actividades petroleras).
  10. El contrato de 1961 es firmado bajo el nombre de 鈥淥hio Oil Company鈥, pero en 1962 la empresa cambia el nombre a Marathon, como se la conoce actualmente.
  11. El contrato de 1961 es firmado bajo el nombre de 鈥淐ontinental Oil Company鈥. En la actualidad es ConocoPhillips (luego de una fusi贸n en 2002 con Phillips Petroleum).
  12. M谩s adelante el contrato fue transferido a una subsidiaria del mismo grupo, denominada 鈥淭ransworld Drilling鈥.
  13. Contrato firmado bajo el nombre de SAIPEM
  14. Vassiliou, The A to Z of the Petroleum Industry.
  15. Por ejemplo, todas ellas se encuentran entre las 130 empresas de mayores ventas en EUA seg煤n la lista de la revista Fortune de 1960.
  16. Recientemente, algunas de estas empresas han sido absorbidas por capitales m谩s grandes, como es el caso de Union Oil of California, comprada por Chevr贸n, y de Cities Service (actualmente CITGO), adquirida por Petr贸leos de Venezuela (PDVSA). Otras han protagonizado fusiones y son parte, hoy en d铆a, de las llamadas supermajors; son los casos de Amoco, que se fusion贸 con British Petroleum, y Conoco con Phillips Petroleum. Marathon permanece hoy d铆a como un capital independiente, principalmente dedicado a exploraci贸n y extracci贸n.
  17. Grant et聽al., International Directory of Company Histories.
  18. Yergin, The Prize, 429. Actualmente, Kerr-Mc Gee ha sido absorbida por Anadarko Petroleum
  19. Philip, Oil and Politics in Latin America, 92.
  20. 鈥淐ontrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.鈥 art. 2. En la pr谩ctica, las 谩reas otorgadas fueron dos, una en Santa Cruz, que luego de una serie de perforaciones infructuosas fue restituida a YPF de com煤n acuerdo y otra en Mendoza, en la zona del yacimiento 鈥淧unta de las Bardas-Vacas Muertas鈥, descubierto recientemente por YPF, cuyos trabajos hab铆an permitido certificar la existencia de reservas importantes (3,5% del total nacional) y extraer hasta el momento de la entrega 100.000 m3 de petr贸leo (Gussoni, Enfoque jur铆dico de los hidrocarburos en Argentina, 116). Como vimos en el cap铆tulo anterior, este yacimiento mendocino es uno de los m谩s importantes del pa铆s.
  21. De hecho, en la acalorada discusi贸n sobre los contratos, que suele incluir discrepancias notables, esta caracter铆stica de los contratos referidos no fue puesta seriamente en discusi贸n. Los cr铆ticos de los contratos desde el nacionalismo petrolero, por supuesto, han insistido reiteradamente en la entrega de territorios con reservas probadas e incluso en producci贸n. Los defensores de los contratos, por su parte, se concentraron en distinguir, precisamente, los contactos de explotaci贸n de los de exploraci贸n, criticando al nacionalismo petrolero por generalizar infundadamente los t茅rminos de una minor铆a de los contratos; v茅ase por ejemplo el libro de Arturo S谩bato (director de YPF durante el gobierno de Frondizi) Petr贸leo, liberaci贸n o dependencia, 80-81.
  22. 鈥淐ontrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.鈥 art. 1.
  23. Ibid. art. 30.
  24. Gussoni, Enfoque jur铆dico de los hidrocarburos en Argentina, 116.
  25. Instituto Argentino del Petr贸leo y del Gas, Centenario.
  26. En concreto, YPF deb铆a pagar a Loeb/Cities Service entre un 65 y un 70% del precio de importaci贸n del crudo (鈥淐ontrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.鈥 arts. 13 y 14.
  27. Retornaremos el tema de los precios m谩s adelante; debe notarse que seg煤n varias estimaciones el precio recibido por Cities Service era menor a 10 d贸lares por metro c煤bico.
  28. 鈥淪ettlement with Tennessee鈥.
  29. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p (secci贸n 鈥淣egotiated Settlements with the Companies鈥).
  30. 鈥淪ettlement with Esso鈥; 鈥淪ettlement with Shell鈥.
  31. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p (secci贸n 鈥淣egotiated Settlements with the Companies鈥).
  32. 鈥淪ettlement with Continental and Marathon鈥.
  33. Gussoni, Enfoque jur铆dico de los hidrocarburos en Argentina, 138-143.
  34. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6619.
  35. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥.
  36. V茅ase tambi茅n Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p.
  37. V茅ase Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p para una caracterizaci贸n simila r.
  38. Desde 1935, el 煤nico derivado con peso en la importaci贸n es el fuel oil, mientras que los productos m谩s livianos, como la nafta, eran refinados localmente en base a petr贸leo de producci贸n local e importado. La explicaci贸n de la continuidad de la importaci贸n de fuel oil reside en que se trata de un destilado residual, que se obtiene luego de extraer los derivados livianos del petr贸leo crudo. Por esta raz贸n, su precio por tonelada es menor al del petr贸leo crudo
  39. Para el per铆odo 1946-49 s贸lo consigna importaci贸n de petr贸leo crudo por falta de informaci贸n completa sobre importaciones de derivados; consecuentemente, el porcentaje de importaci贸n est谩 subestimado en esos 4 a帽os. Se excluyen a帽os de la segunda guerra porque all铆 la importaci贸n se reduce abruptamente por motivos relativamente excepcionales.
  40. V茅ase el cap铆tulo 5.
  41. En EUA, la tasa de regal铆a f铆sica y los impuestos a los combustibles eran similares a los vigentes en Argentina; adem谩s de ello, en el primer pa铆s, pero no en el segundo, exist铆an pagos de montos fijos al momento de firmarse el arrendamiento. Se ha calculado que en EUA el peso de los pagos de renta por todo concepto era de al menos 32% sobre el valor agregado de la rama (por lo tanto, el peso de la renta 煤nicamente sobre la ganancia era necesariamente mayor). Cf. Kahn, 鈥淒epletion Allowance鈥, 290; Mommer, Petr贸leo global y Estado nacional, 26.
  42. Philip sostiene el mismo argumento, basado en el hecho de que, pese al aumento de la producci贸n, 茅sta se hab铆a realizado sin un descenso de las reservas probadas del pa铆s. Se trata, no obstante, de un punto muy discutido en el debate pol铆tico generado en torno a los contratos y su anulaci贸n posterior, pues desde el nacionalismo petrolero se sostuvo que las empresas extranjeras sobreexplotaron algunos yacimientos. V茅ase Philip, Oil and Politics in Latin America, 413. Cabe se帽alar, por otro lado, que la incorporaci贸n de t茅cnicas de recuperaci贸n secundaria pudieron haber sido parte de la explicaci贸n del aumento de la productividad por pozo con posterioridad a nuestro per铆odo de estudio (estas t茅cnicas comienzan a aplicarse en 1962, pero con un alcance todav铆a marginal en la producci贸n total).
  43. Amoco recibi贸 los yacimientos de Cerro Drag贸n y Ca帽ad贸n Grande, cercanos a Comodoro Rivadavia y descubiertos en 1957 y Cities Service los yacimientos de Punta de las Bardas y Vaca Muerta, en la provincia de Mendoza y tambi茅n descubiertos en 1957; cf. YPF, Cincuentenario de YPF. YPF una empresa al servicio del pa铆s, 106.
  44. Ibid., 104.
  45. Los rendimientos por pozo alcanzan a 68 m3 diarios en 1962 y 47 en 1963, aunque tambi茅n debe tenerse en cuenta la alta proporci贸n de pozos improductivos (que no se consideran al calcular el rendimiento por pozo).
  46. Los pozos salte帽os ten铆an, al menos en esos a帽os, un rendimiento de m谩s de 40 metros c煤bico por pozo; cf. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe), 4:3.
  47. Aunque se trata de un acercamiento parcial, porque no toda la perforaci贸n en la zona est谩 a cargo de las empresas extranjeras
  48. Se estima la producci贸n de los capitales perforadores por medio de multiplicar la producci贸n por pozo promedio de YPF en Santa Cruz por la cantidad total de pozos perforados bajo los contratos de perforaci贸n.
  49. Yergin, The Prize, 429; Pratt, Priest, y Castaneda, Offshore Pioneers, 22. La subsidiaria de Amoco involucrada en estos desarrollos era Stanolind.
  50. Dachevsky, 鈥淭ierra y capital鈥, 270.
  51. Cochener, Quantifying Drilling Efficiency.
  52. Los datos de estas tres empresas son muy similares, ver detalle en Cuadro 6.16
  53. Dachevsky, 鈥淭ierra y capital鈥, 296.
  54. Por supuesto, puede argumentarse que el trabajo de exploraci贸n tuvo el resultado del descubrimiento de reservas y que, eventualmente, el desarrollo de 茅stas redundar铆a en un resultado concreto en petr贸leo extra铆do. Este aspecto queda excluido de nuestro an谩lisis.
  55. S谩bato, Petr贸leo, liberaci贸n o dependencia, 55-59.
  56. V茅ase por ejemplo el an谩lisis de Dachevsky sobre la funci贸n de la absorci贸n excesiva de mano de obra, desde el punto de vista t茅cnico, en lo que 茅l denomina 鈥渃ontenci贸n de poblaci贸n obrera sobrante para el capital鈥; Dachevsky, 鈥淭ierra y capital鈥, 313-319.
  57. La comisi贸n investigadora de la C谩mara de Diputados de la Naci贸n sobre los contratos petroleros estima exactamente 3,65 d贸lares por m3; cf. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6022.
  58. El citado informe de la C谩mara de Diputados estima el costo por metro c煤bico de Amoco en 4,95 d贸lares; cf. Ibid. Esto parece indicar, incidentalmente, que la diferencia de productividad de los yacimientos otorgados, que deb铆a ser conocida por YPF por sus trabajos previos en las zonas, influy贸 en la determinaci贸n diferencial del precio a pagar a ambas compa帽铆as.
  59. Construido con base en los costos de capital en exploraci贸n y explotaci贸n (a帽o 1966, seg煤n Bina, Oil: A Time Machine, 19.) y los costos laborales (a帽o 1963, cf. United States Census Bureau, Statistical Abstract of the United States.).
  60. Los precios de Amoco y Tennessee son conocidos con precisi贸n pues los contratos estipulaban remuneraciones fijas por m3: 10 y 11,15 d贸lares respectivamente (en el caso de Amoco se inclu铆a una cl谩usula de ajuste seg煤n variaciones internacionales del precio, seg煤n la cual a partir de 1963 el precio baj贸 a 9,3 d贸lares por m3). El caso de Cities Service es m谩s complejo porque el precio se determina en base a una f贸rmula relacionada a la amortizaci贸n de las inversiones, una ganancia computada sobre el capital y la variaci贸n de los precios internacionales. El precio indicado para esta empresa (7,93) corresponde al c谩lculo sobre lo efectivamente pagado por YPF hasta 1962 a cambio del petr贸leo total entregado, seg煤n los datos proporcionados por la empresa y aceptados por YPF; cf. Liceaga, Petr贸leo, anexo III.. La cifra es esencialmente coincidente con la calculada por la C谩mara de Diputados (7,58); Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6020. Tambi茅n es similar a las ofrecidas en la mayor铆a de la literatura sobre el tema; cf. Liceaga, Petr贸leo, 202; S谩bato, Petr贸leo, liberaci贸n o dependencia, 86; Casella, Petro虂leo, soberani虂a y paz, 156.
  61. A principios de la d茅cada de 1960, la producci贸n petrolera de EUA era, adem谩s, un tercio de la producci贸n mundial, y era, por lejos, el principal productor mundial.
  62. En realidad, los contratos establec铆an que las regal铆as correspondientes a la producci贸n de las contratistas deb铆an ser pagadas por YPF al Estado nacional o provincial, seg煤n correspondiera; sin embargo, YPF fue luego eximida de realizar dichos pagos.
  63. Este porcentaje incluye las regal铆as y los pagos fijos adelantados para adquirir los arrendamientos; cf. Kahn, 鈥淒epletion Allowance鈥.
  64. Tomando el extremo m谩s bajo de la estimaci贸n mencionada, esto es, un pago de renta de 25%.
  65. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6022-6023.
  66. Estos porcentajes deben ser tomados con precauci贸n, en la medida en que surgen de la comparaci贸n de precios con el promedio de EUA sin tener en cuenta las diferencias de calidad del crudo tanto dentro de EUA como de Argentina. En los casos de las tres empresas productoras en Argentina, las diferencias en el crudo son importantes. Arturo S谩bato ofrece los siguientes precios internacionales de petr贸leos comparables por su calidad: para el caso de Amoco 13,65; Cities Service 16,04 y Tennessee, 19,37 (d贸lares por m3); cf. S谩bato, 鈥淧r贸logo鈥, Cuadro H. Si se comparan estos precios con el de EUA (que, vale recalcar, es un promedio de precios de m煤ltiples variedades de crudo), los correspondientes a Amoco y a Cities Service son menores, reflejando en principio una menor calidad de los crudos extra铆dos por estas empresas respecto del promedio de EUA, mientras que el de Tennessee es mayor.
  67. Si, en cambio, se toma como referencia el precio del golfo p茅rsico, aunque la tasa de regal铆a impl铆cita disminuye, resulta sugestivo que el caso del contrato de Amoco, que involucraba la tradicional regi贸n petrolera de Comodoro Rivadavia, ten铆a impl铆cita una regal铆a de un octavo de la producci贸n, esto es, la tasa vigente en Argentina desde la ley petrolera de 1932 (12,5%). M谩s adelante retomaremos la cuesti贸n de la renta petrolera y su apropiaci贸n (apartado 4 del presente cap铆tulo).
  68. En un aspecto relacionado con el anterior, cabe resaltar que las empresas contratistas no deb铆an pagar impuestos a las ganancias, a diferencia de las de EUA. Estos impuestos, al igual que las regal铆as provinciales, hab铆an sido contractualmente asumidos por YPF pero en 1960, como hemos visto, 茅sta fue eximida de pagar todos los impuestos nacionales derivados de los contratos (de modo que, en adelante, s贸lo pag贸 las regal铆as provinciales); cf. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6025). Sin embargo, la tasa de impuesto a las ganancias (income tax) en el sector de producci贸n de petr贸leo crudo en EUA cuenta con una serie de regulaciones que reducen marcadamente su efecto. Por un lado la tasa efectiva de impuesto es marcadamente menor a la vigente para las industrias en general y, por otro, existen numerosas reglamentaciones para deducir gastos de exploraci贸n y desarrollo, incluyendo pagos de renta, de la ganancia sujeta a impuesto (V茅ase Davidson, 鈥淧ublic Policy Problems of the Domestic Crude Oil Industry鈥, 99; Kahn, 鈥淒epletion Allowance鈥, 287-289). Seg煤n Davidson, la tasa efectiva de impuesto es del 37% en vez del 52% vigente en general; pero este porcentaje se aplica despu茅s de la deducci贸n de gastos de exploraci贸n, como los pozos improductivos. Adem谩s, las empresas petroleras pod铆an deducir de impuestos en EUA los pagos impositivos realizados a otros estados nacionales. Dado que ha sido estimado que todos los pagos que realizan las empresas en concepto de renta e impuestos alcanzaba durante este per铆odo al 50% de las ganancias y que a dicho porcentaje se acerca el pago de regal铆as visto en el apartado anterior, resulta razonable concluir que el peso del impuesto a las ganancias respecto de los pagos de regal铆as (que, cabe mencionar, en muchos casos incluyen tierras estatales) no es muy alto y, por consiguiente, que la exenci贸n de impuestos en Argentina no resulta particularmente relevante como elemento diferencial en la capacidad de valorizaci贸n de los capitales petroleros. Es decir que, aunque en EUA no se exime a las empresas petroleras del pago de impuesto a la ganancia, 茅ste es reducido sustancialmente en virtud de los pagos de renta que deben realizar los capitales petroleros. Por esta raz贸n, hemos decidido limitarnos a se帽alar esta diferencia sin incorporarla al an谩lisis cuantitativo (que adem谩s implicar铆a la dif铆cil tarea de estimar la tasa de impuesto a la ganancia efectivamente pagada por las petroleras en EUA).
  69. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (1er. informe), Cuadro 8.
  70. United States Census Bureau, Statistical Abstract of the United States; el salario tomado como referencia es el corresponidente a 鈥減roduction workers鈥, 鈥減etroleum and natural gas production鈥, 鈥渁verage weekly earnings鈥 (anualizado). Calculado con el mismo m茅todo que en el caso automotriz (v茅ase Cuadro 3.14)
  71. Seg煤n declaraciones de un vocero del sindicato de obreros de YPF (SUPE) citadas en Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥, n. 18.
  72. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6455-58.
  73. El informe estima un promedio de gastos salariales de 200.000 d贸lares mensuales para el caso de Amoco, sobre la base de datos reales de Cities Service (que, sin embargo, no son publicados); cf. Ibid., 6023. M谩s all谩 de que no se indica el tipo de cambio utilizado para convertir los salarios pagados en pesos, la estimaci贸n de un salario por obrero es muy sensible al n煤mero de empleados, dato que tampoco se conoce con precisi贸n y que presenta variaciones anuales importantes. La proporci贸n indicada (30% sobre los de YPF) resulta de tomar el a帽o con mayor n煤mero de empleados de esta empresa, seg煤n la estimaci贸n de Zinser (1150 en 1960).
  74. Recu茅rdese adem谩s que estas empresas empleaban relativamente muchos menos obreros que YPF.
  75. Una expresi贸n de la escasa importancia de los salarios es el alto nivel de la relaci贸n ganancia/costo laboral, que para el caso de Cities Service es 3,7, teniendo en cuenta la ganancia realmente apropiada por la empresa a los precios de contrato. En comparaci贸n, la misma relaci贸n entre ganancias y salarios para el caso de la industria automotriz, en el promedio de los a帽os 1960-62 fue de 0,68. Esto sugiere que una variaci贸n en los salarios pagados tendr铆a un efecto mucho mayor en la industria automotriz que en el caso de las empresas contratistas, a煤n con una regal铆a impl铆cita elevada y fija.
  76. Seg煤n datos contenidos en los archivos del Foreign Office del Reino Unido, las inversiones hasta diciembre de 1961 (cuando se hab铆an realizado la mayor铆a de ellas) sumaban 163 millones; cf. Cisneros, Historia de las relaciones exteriores, 299. Una estimaci贸n independiente de Zinser, basada en datos sobre los costos de perforaci贸n de la CONADE y sus propios supuestos sobre costos de exploraci贸n, arroja un resultado de 174,2 millones de d贸lares de adelantos de capital acumulados hasta 1963; cf. Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥 Cuadro 65. La Comisi贸n Especial Investigadora sobre Petr贸leo de la C谩mara de Diputados estim贸 un total de gastos hasta 1963 bastante mayor, de 285,7 millones (p. 6063), pero esta cifra incluye gastos corrientes pagados con ingresos de las ventas de petr贸leo a YPF, por lo cual no constituyen inversi贸n desde el extranjero. Los datos presentados por Arturo S谩bato (director de YPF durante el gobierno de Frondizi), que indican un total de 209,8 millones de d贸lares invertidos por las empresas extranjeras sin incluir a Continental y Marathon, parecen ser tambi茅n sobre gastos totales, aunque no lo aclara en su texto; cf. S谩bato, 鈥淧r贸logo鈥, Cuadro G.
  77. V茅ase el cap铆tulo 3 y Cisneros, Historia de las relaciones exteriores, 299.
  78. V茅ase el informe del presidente de YPF durante el gobierno de Illa, citado por Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p., apartado “Negotiated Settlements with the Companies; S谩bato, 鈥淧r贸logo鈥, Cuadro G.
  79. Camara diputados p 6020-23.
  80. Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p., apartado 鈥淐ontractual Production versus Government Production鈥.
  81. Ibid.
  82. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p., apartado 鈥淣egotiated Settlements with the Companies鈥. La estimaci贸n original sobre la tasa de ganancia normal proven铆a de Platts, una influyente consultora sobre el mercado petrolero norteamericano.
  83. Zinser, 鈥淔rondizi Contracts鈥, tabla 5; S谩bato, 鈥淧r贸logo鈥, cuadro G.
  84. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥, s/p., apartado 鈥淣egotiated Settlements…鈥
  85. Ibid.
  86. Direcci贸n Nacional de Energ铆a y Combustibles, Anuario de Combustibles.
  87. Nuevamente, aqu铆 hay que tener en cuenta que los diferentes crudos pueden ser de diferente calidad, lo cual influye en las comparaciones de precios. En este caso, la gran mayor铆a del crudo importado proviene de Venezuela que, en general, es de relativamente baja calidad. Es decir que se puede descartar que el precio promedio de importaci贸n m谩s alto resulte de un crudo de mayor calidad que el local.
  88. Por simplicidad tomaremos los costos de transporte a Buenos Aires, que son los mayormente utilizados en la literatura sobre el tema. Esto se justifica parcialmente en que la mayor铆a de las refiner铆as y el consumo en general de derivados se concentra en Buenos Aires, adem谩s de que el precio del petr贸leo importado se refiere tambi茅n al del puerto de la capital. Sin embargo, no todo el petr贸leo se destila y consume en Buenos Aires. Por lo tanto, la comparaci贸n de los precios en Buenos Aires del petr贸leo importado con el de producci贸n por contrato subestima la diferencia: por un lado, al petr贸leo importado habr铆a que computarle precio de transporte al interior del pa铆s, en la parte consumida fuera de Buenos Aires y, por otro, al producido por contrato habr铆a que descontar el transporte de la parte refinada o consumida cerca de los yacimientos. Por ejemplo, ha sido estimado que s贸lo el 43% del petr贸leo producido por Cities Service es enviado a Buenos Aires; cf. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (1er. informe), 21.
  89. Las comillas indican que no se trata de renta en el m谩s estricto sentido, principalmente porque no se tiene en cuenta la posibilidad de que los capitales petroleros apropien parte de dicha renta como ganancia extraordinaria. Es decir, si la tasa de ganancia de los capitales contratistas fuera superior a la tasa normal de la rama, aqu茅llos estar铆an apropiando parte de la renta petrolera. Los indicadores sobre tasas de ganancia mencionados anteriormente no son lo suficientemente estrictos (por falta de datos) como para justificar el c谩lculo, dentro de la ganancia obtenida por las contratistas, entre ganancia normal y renta petrolera apropiada. Para un c谩lculo estricto de la renta petrolera tambi茅n habr铆a que considerar en qu茅 medida los costos de transporte local se encuentran encarecidos por la falta de infraestructura, por ejemplo de una red apropiada de oleoductos. Al respecto, cabe se帽alar que un informe estatal plantea serias dudas sobre la conveniencia econ贸mica de los oleoductos existentes en 1962 y los planificados en virtud de las bajas cantidades transportadas (cf. Ibid., 60-70). Si, en efecto, los costos de transporte estuvieran encarecidos respecto a la norma internacional, una porci贸n de los costos de transporte estar铆a siendo sostenida con renta de petrolera (o, a la inversa, esta renta ser铆a mayor si se abaratara el transporte por una mejor infraestructura). Nuevamente, el car谩cter aproximado de los costos de transporte se帽alados desaconseja una mayor precisi贸n al respecto. Pero, por sobre todo, aqu铆 prescindimos de dicho c谩lculo puesto que en este apartado nos interesa la parte de la renta petrolera que, precisamente, no es apropiada por los capitales petroleros.
  90. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6020-22.
  91. En ambos casos, nos referimos a los c谩lculos sobre renta agraria de I帽igo Carrera, La formaci贸n econ贸mica.
  92. Salvo los precios del crudo de los contratistas (determinado en el contrato mismo), el resto era fijado por la Secretar铆a de Energ铆a o directamente por decreto del PEN.
  93. Debe enfatizarse que esta conclusi贸n s贸lo puede extenderse, en base a lo estudiado en esta tesis, al porcentaje de la producci贸n petrolera correspondiente a los contratos de producci贸n, que alcanzaba para 1962 a un tercio de la producci贸n total de crudo. Pero los dos tercios restantes eran producidos, refinados y comercializados por YPF. Dado que, como vimos, la productividad del trabajo aplicado en sobre los yacimientos de YPF era marcadamente menor a la de los contratistas (en parte por motivos relacionados con las condiciones naturales), es poco probable que el crudo producido por la empresa estatal incluya una magnitud de renta petrolera similar a la de los contratos.
  94. Edwards, 鈥淔rondizi Contracts鈥.
  95. Este monto surge de sumar las inversiones efectivamente ingresadas desde el exterior por ESSO, Shell y Union Oil (23,6; 13,1 y 7,3 millones de d贸lares, seg煤n el informe de mayor铆a de la Comisi贸n Investigadora sobre Petr贸leo de la C谩mara de Diputados) y de computar a precios contractuales el petr贸leo impago. Este 煤ltimo se calcula con base en el dato sobre la producci贸n pagada respecto de la total en el informe del CFI que se cita a continuaci贸n. Cf. Ca虂mara de Diputados de la Nacio虂n, 鈥淒iario de sesiones鈥, 6025; Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (1er. informe), 18. Cabe aclarar que las sumas efectivamente reconocidas luego como indemnizaciones fueron en todos los casos iguales o mayores que las consignadas aqu铆, en parte por el reconocimiento de ganancias y en parte porque YPF sigui贸 pagando menos crudo que el recibido aun posteriormente a 1963.
  96. Philip, Oil and Politics in Latin America, 411.
  97. Odell, 鈥淭he Oil Industry in Latin America鈥, 287.
  98. Sobre la pol铆tica general de Estados Unidos y los organismos internacionales de cr茅dito respecto del sector petrolero en Am茅rica Latina, v茅anse adem谩s Odell, 鈥淥il and State in Latin America鈥, 669-670; Philip, Oil and Politics in Latin America, 101-105.


Deja un comentario