El capital extranjero en la industria petrolera entre 1958 y 1963

Alejandro Fitzsimons

En el primer capítulo de la segunda parte de esta investigación hemos estudiado el proceso de desarrollo global de la industria petrolera. Allí hemos identificado a los capitales individuales que protagonizaron el proceso de expansión del capital petrolero extranjero en Argentina desde 1958. Estas empresas, que siguiendo a la literatura especializada denominamos “independientes”, se distinguían de otro grupo de empresas petroleras que se habían internacionalizado varias décadas antes. Tres elementos caracterizaban, hasta la década de 1950, a los capitales independientes frente al segundo grupo de empresas: primero, la mayor especialización en la etapa de extracción; segundo, una menor o incluso nula internacionalización; y tercero, un menor tamaño. Finalizamos el capítulo señalando que los más grandes de estos capitales independientes iniciaron un proceso de expansión global a medida que la relocalización de la producción petrolera hacia medio oriente y otras regiones contraía las posibilidades de valorización dentro de su país de origen. En el presente capítulo, encararemos el estudio del desarrollo de estas empresas en Argentina como una de las formas del proceso de expansión recién mencionado.

Por otra parte, en el siguiente capítulo sobre el sector petrolero analizamos la historia de la industria local desde principios de siglo hasta fines de los cincuenta. Allí, vimos que la necesidad social por petróleo y derivados fue satisfecha, en proporciones variables, por producción local e importaciones. La competencia entre el petróleo local y el importado estaba mediada, además, por las formas concretas del desarrollo de la acumulación general de capital en el país. Particularmente, durante el período expansivo de posguerra, las importaciones petroleras —abaratadas por efecto de la sobrevaluación de la moneda— fueron una forma concreta de apropiación de la elevada renta agraria por parte del capital industrial en general. Pero, por ello mismo, cuando la magnitud de la renta agraria comenzó a resultar insuficiente para alimentar la acumulación del capital industrial por este medio, apareció también la necesidad de aumentar la producción local para limitar las importaciones. Consecuentemente, el Estado Nacional comenzó a destinar fondos para la realización de inversiones por parte de YPF, que tuvieron como resultado principal el aumento de las reservas disponibles. Como veremos, la investigación que aquí se presenta permite sugerir que el contenido del reemplazo de importaciones por producción local es en realidad un reemplazo parcial (en principio limitado al alcance de la producción privada) de la renta agraria por renta petrolera en el sostenimiento del capital industrial en general.

En ese mismo capítulo sobre los antecedentes de la industria petrolera mostramos, además, el limitado papel que jugó el capital extranjero en la etapa exploratoria y extractiva. Sus inversiones se limitaron al desarrollo de producciones complementarias de la producción estatal, que dependían en muchos casos del descubrimiento y desarrollo de las regiones petroleras por parte de YPF. En consecuencia, las limitaciones de la empresa estatal no podían más que repercutir negativamente sobre las actividades privadas, cuya producción entró desde 1935 en una tendencia de declinación absoluta. En suma, durante la mayor parte del primer medio siglo de la industria petrolera local, el capital extranjero no encontró condiciones de valorización adecuadas que justificaran la inversión de capital en la producción local.

El presente capítulo, entonces, retoma estos tres aspectos que resultaron de la investigación precedente. Esto es, se propone vincular el proceso de expansión internacional de los capitales petroleros independientes estadounidenses con el papel del incremento de la producción local en el desarrollo general de la acumulación de capital en Argentina. Para ello, se propone analizar cuáles fueron las transformaciones que convirtieron a la industria petrolera local en un ámbito propicio para la valorización normal del capital extranjero.

El capítulo se estructura de un modo similar al correspondiente al análisis de la valorización 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 técnicos del proceso de producción que, en el caso de la industria petrolera, se vinculan fuertemente con los condicionamientos naturales de los yacimientos. Sobre esta base, la tercera sección investiga las bases de la valorización de los capitales petroleros extranjeros, mientras que la cuarta explicita la conexión, mediada por las políticas estatales, entre la producción petrolera y el desarrollo de la acumulación de capital en general en Argentina.

Características generales de los contratos y los capitales individuales

Aunque, como hemos visto, el capital extranjero tenía una larga historia en la exploración y extracción de petróleo en Argentina, hacia 1958 la producción de los yacimientos privados había descendido al 12% de la producción total local, como consecuencia de su progresivo agotamiento. Tres cuartas partes de la producción privada provenían del yacimiento de Shell en Comodoro Rivadavía; el resto se repartía entre Exxon y Astra^[2]. La producción en estos yacimientos, otorgados originalmente en concesión (décadas de 1920 y 30), siguió su tendencia declinante —absoluta y relativa— durante nuestro período de estudio, de modo que en 1963 representaba tan sólo el 2,4% de la producción total^[3]. Sin embargo, el año 1958 marcaría el inicio de una nueva forma de producción privada, los llamados “contratos petroleros”, protagonizada por capitales extranjeros en parte distintos a los que operaban hasta entonces en el país.

Hubo dos tipos de contratos claramente diferenciados desde el punto de vista formal. Por un lado, los contratos de perforación consistían en la prestación de servicios en zonas que permanecían bajo control de YPF, que se pagaban por metro perforado y tiempo de utilización de equipos. Por otro lado, los contratos de exploración y producción otorgaban directamente a los capitales privados los territorios petroleros para que ellos realicen el proceso de producción íntegro. En estos últimos contratos, el petróleo extraído debía 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 cedía; algunos capitales recibieron tierras con reservas probadas e incluso en producción, mientras otras empresas debieron realizar tareas de exploración. De acuerdo a eso, estos últimos contratos pueden subdividirse en contratos de producción y contratos de exploración (y eventual producción posterior)^[4]. A continuación se presentan dos cuadros que sintetizan la información básica sobre los trece contratos

Cuadro 6.1 – Contratos de Exploración y/o producción (orden cronológico)

	Empresa	País de origen	Fecha	Zona	Tipo	Producción 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	Tucumán, 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 jurídico de los hidrocarburos en Argentina; Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles; Edwards, “Frondizi Contracts”.

Cuadro 6.2 – Contratos de perforación

	Empresa	País	Fecha	Zona	Objeto
1	Southeastern Drilling	EUA	Abril 1959	Sta. Cruz	1000 pozos en 4 años
2	Kerr-Mc Gee^[12]	EUA		Sta. Cruz	500/850 pozos en 4 años
3	ENI^[13]	Italia	Mayo 1959	Sta. Cruz	300 pozos en 4 años
Fuente: Contratos y acuerdos petroleros; Gussoni, Enfoque jurídico de los hidrocarburos en Argentina; Edwards, “Frondizi Contracts”

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 —Amoco, Cities Service, Conoco, Marathon y Union Oil— formaban parte del grupo de las empresas independientes de la rama petrolera estadounidense^[14]. Eran, de hecho, típicos exponentes de este grupo, caracterizado por su menor internacionalización (hasta ese momento), menor tamaño y mayor especialización en el upstream, siempre respecto a las “Siete Hermanas”, como se conocía a las grandes multinacionales que controlaban el mercado mundial por entonces. Esto no significa que se tratara de empresas pequeñas; más bien al contrario, estos capitales se contaban entre los más 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 centralización de la rama petrolera mundial^[16]. Tennessee Gas Transmission, por su parte, se diferencia de las anteriores empresas por su origen en la distribución de gas natural. Sus actividades petroleras en Argentina forman parte de una serie de inversiones en el sector petrolero realizadas en la década de 1950; más tarde la empresa se diversificó aún más y finalmente vendió su división petrolera^[17]. Kerr-McGee, cuyo contrato en Argentina era de perforación exclusivamente, era también una independiente en el sentido antes mencionado, pero estaba especializada en la exploración y perforación offshore; esta compañía fue, de hecho, pionera en el desarrollo de esta técnica^[18]. La última empresa norteamericana de la lista (excluyendo a Exxon), Southeastern Drilling, era una empresa también especializada en la perforación offshore.

Además de estas ocho empresas estadounidenses (mayormente petroleras independientes), otros tres capitales petroleros extranjeros firmaron contratos durante nuestro período de estudio. Por un lado, la empresa estatal italiana (Ente Nazionale Idrocarburi, ENI), también inmersa en un proceso de expansión global, acordó con YPF la realización de trabajos de perforación. 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 importación y refinación en el mercado local^[19], finalmente firmaron contratos de exploración y producción a fines de ese año. Por último, dos empresas locales, Astra y CADIPSA, firman también contratos de producción con YPF.

En noviembre de 1963, los trece contratos petroleros fueron anulados por decreto del gobierno nacional y, pocos días después, se iniciaron acciones judiciales a las empresas involucradas. Sin embargo, en la práctica las empresas continuaron operando por varios años. Aunque el proceso abierto por las anulaciones queda fuera de nuestro período de estudio, resulta relevante tener en cuenta su resolución porque, en algunos casos, el proceso judicial derivó 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, prácticamente los únicos ingresos de las compañías. En los casos de Amoco y Cities Service, en cambio, no se llegó a un acuerdo indemnizatorio durante el gobierno de Illia; las empresas continuaron produciendo entre el 25 y el 30% de la producción local y sus contratos de 1958 fueron ratificados (con algunas modificaciones) en 1967.

A continuación expondremos las diferentes formas de operación de los capitales extranjeros de acuerdo al tipo de contrato: producción, exploración/producción y perforación.

Los “capitales productores” (Amoco, Cities Service, Tennessee, Astra y Cadipsa)

Los contratos de producción fueron aquellos que involucraron tierras ya exploradas, de modo que resultaba posible comenzar la producción 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 período 1959-1963, el 96,7 del total producido bajo el régimen de contratos y el 85% de la producción privada total (incluyendo las viejas concesiones de Exxon, Shell y Astra).

Como ya mencionamos, estos capitales accedieron a tierras que, como fruto de la exploración previa realizada por YPF, contaban con reservas probadas. El contrato de Cities Service expresamente señalaba que las tierras a entregar por YPF debían estar en producción y ofrecer posibilidades máximas para producir grandes cantidades de petróleo; además, las tierras seleccionadas por la empresa estatal debían ser aceptadas expresamente por la contratista^[20]. Los contratos de Pan American y Tennessee, en cambio, no contenían indicaciones de este tipo pero, a juzgar por el hecho de que en ambos casos la producción petrolera pudo comenzar inmediatamente, se trataba también de tierras con reservas probadas por trabajos previos de YPF^[21]. Los contratos posteriores, de 1961, con las empresas locales ASTRA y CADIPSA, explícitamente involucraban la explotación de áreas ya exploradas por YPF, aunque en estos casos la superficie entregada, la inversión comprometida y la producción resultante eran relativamente menores. Los cinco contratos sumados involucraban una inversión comprometida de 183 millones de dólares (de los cuales 180 correspondían a las empresas extranjeras), aunque como veremos la suma invertida realmente parece haber sido algo menor.

Centrándonos en los tres contratos con las empresas extranjeras, cabe señalar 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 obligación consistía en financiar y proveer servicios tendientes a incrementar la producción petrolera en áreas pertenecientes a YPF^[22]. Para ello se disponía en el contrato que Loeb Rhoades podía ceder total o parcialmente el contrato sin autorización de YPF^[23]; este derecho fue utilizado extensamente por la entidad financiera, introduciendo a varias empresas extranjeras^[24], entre las cuales la más importante fue Cities Service, que ya en 1962 era la empresa con mayor participación en las operaciones^[25]. Otra particularidad del contrato era que formalmente el pago correspondía al reembolso del capital invertido más una ganancia, aunque el modo de cálculo relacionaba este pago con el precio internacional del crudo, de modo que en la práctica se trataba, como en el resto de los contratos, de un precio estipulado por petróleo otorgado^[26].

Los contratos firmados con Amoco y Tennessee, en cambio, eran más simples. Se trataba expresamente de un acuerdo en el cual YPF permitía el acceso a tierras y las empresas debían encargarse de producir la máxima cantidad posible de hidrocarburos, de acuerdo a la técnica normal y haciéndose cargo de las inversiones necesarias a cambio de un precio fijado contractualmente (10 dólares 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 debían pagar ningún tipo de impuesto o regalía, aunque estos no eran eximidos sino que quedaban a cargo de YPF, que debía abonarlos al Estado Nacional o a las provincias, según correspondiera (aunque, también veremos, la empresa estatal sólo pagó los correspondientes a las provincias).

Estos capitales recibieron importantes sumas de parte de YPF en concepto de pago por el petróleo extraído durante el período 1959-63, en particular en los casos de Amoco y Cities Service, en virtud de su nivel de producción, relativamente elevado. Aunque sólo la última de estas empresas había recuperado la inversión realizada hasta el momento de la anulación, ambas empresas siguieron luego de 1963 la estrategia de continuar en producción y, eventualmente, renegociaron los contratos en 1967. Tennessee, en cambio, con una producción más modesta, reclamó y obtuvo en 1965 una indemnización en concepto de pago por la inversión realizada, más intereses^[28].

Los “capitales exploradores” (ESSO, Shell, Union Oil, Marathon, Conoco)

Los contratos de exploración y producción reciben menos atención en la bibliografía debido a que prácticamente no dieron resultado en términos de producción. Sin embargo, ellos involucraban inversiones de 101 millones de dólares; es decir, poco más de la mitad que la inversión comprometida total. Al respecto, hay que tener en cuenta que se trataba de montos de inversión fijados por etapas, y que algunos de ellos estaban condicionados al descubrimiento de reservas explotables; por ello, la inversión 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 provenían del petróleo 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 dólares 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 recién pudo producir petróleo de alguna significación para el año 1963 (poco más del 1% de la producción local total), cinco años después de la firma del contrato. Al momento de la anulación por parte del gobierno de Illia a fines de 1963, la empresa no había recuperado la inversión realizada debido al poco petróleo producido y reclamó judicialmente 11,6 millones de dólares que presuntamente cubrían la inversión más el interés sobre el capital; este monto es por tanto el límite superior para estimar la inversión realizada hasta la anulación (la comprometida por contrato ascendía a 14 millones). Finalmente la empresa acordó 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 tenían particularidades derivadas del hecho de que ambas empresas operaban en la producción de crudo bajo el antiguo régimen de concesiones, y también en la refinación y comercialización local. En el caso de Shell, esto se expresó en que el contrato preveía el pago en especie con el mismo petróleo extraído, mientras que el acuerdo con Exxon incluía la restitución a YPF de los yacimientos salteños, cuya producción era por entonces muy baja. De todos modos, ninguna de las dos empresas produjo petróleo en cantidades importantes, y consecuentemente no recibieron prácticamente pagos de YPF por los trabajos realizados, aunque declararon haber descubierto reservas explotables de petróleo y gas. Fundados en esta circunstancia, las empresas reclamaron, luego de las anulaciones de 1963, una indemnización en concepto de restitución de las inversiones realizadas más la ganancia correspondiente. En noviembre de 1965 ambas empresas firmaron acuerdos extrajudiciales en los cuales el Estado nacional aceptó pagar las indemnizaciones correspondientes de acuerdo al criterio propuesto por las empresas^[30]. En síntesis, en los casos de Union Oil, Shell y Exxon, las empresas extranjeras realizaron tareas de exploración para las cuales invirtieron sumas en divisas, que tuvieron como resultado el descubrimiento de reservas (al menos según las propias empresas) y la construcción de infraestructura (por ejemplo el oleoducto Challacó-Puerto Rosales que construyó Exxon) pero no la producción de petróleo. Por esta razón, la valorización de los capitales petroleros en cuestión se basó casi exclusivamente en el pago de indemnizaciones acordadas con posterioridad a nuestro período de estudio. En este sentido, estos contratos terminaron siendo efectivamente contratos de servicios, en los cuales el Estado nacional efectúa un pago en contraprestación a trabajos realizados, en este caso de exploración y construcción de infraestructura. El caso de Tennessee, cuyo contrato hemos clasificado como “de producción”, presenta similitudes con estos tres contratos, pues también recibe una indemnización importante, además de los pagos efectuados por el petróleo extraído hasta la anulación.

Continental y Marathon (Ohio Oil), por último, firmaron contratos de exploración en 1961, en áreas en las que no encontraron reservas explotables luego de invertir 5 millones de dólares^[31]. Ambas empresas, que operaban en conjunto por fuera de Estados Unidos, firmaron un acuerdo en 1965 en el que renunciaban a solicitar indemnización alguna, admitiendo que en los contratos originales habían asumido el riesgo minero propio de las actividades de exploración^[32]. Lo que diferenciaba estos casos de los anteriores era la falta de resultados de cualquier tipo, pues no se habían localizado reservas ni realizado obras de infraestructura utilizables.

Los “capitales perforadores” (Kerr-McGee, Southeastern Drilling y ENI)

Una tercera forma de operación del capital extranjero fueron los contratos de perforación, firmados entre abril y mayo de 1959, según los cuales las empresas se comprometían a perforar y terminar una determinada cantidad de pozos a cambio de un precio determinado por metro perforado y por horas de utilización de los equipos^[33]. Bajo este régimen, las empresas perforaron 2136 pozos^[34], una magnitud que representó 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 perforación) y el 36% del total del país (ver Cuadro 6.3). La inversión total de estos capitales, según quedaba comprometida por contrato era de 70 millones de dólares. Luego de la culminación de los pozos, éstos eran entregados a YPF para su operación. Estos tres contratos también fueron anulados en 1963 y algunas indemnizaciones fueron pagadas a partir de 1965^[35].

Cuadro 6.3 – 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 perforación
Fuente: Elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Aspectos materiales de la producción petrolera en Argentina

Como hemos desarrollado con cierta extensión en el capítulo 4 (sección 1), la productividad del trabajo en la rama de la extracción petrolera depende de condiciones naturales no controlables por el capital, propias de la tierra donde se realiza. Por tanto, la determinación de la localización geográfica de la producción mundial tiene un componente ligado a la diferenciación existente entre las condiciones naturales de los yacimientos en las distintas partes del mundo. La internacionalización de la producción petrolera es un fenómeno de explicación mucho más 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 más alta, teniendo en cuenta, también, los costos de transporte desde las regiones productoras hacia los centros de mayor consumo. Claro está que, sobre esta determinación de base natural opera, en segunda instancia, la restricción de la propiedad de la tierra que puede, eventualmente, limitar la producción en las mejores tierras. De cualquier manera, el primer problema a tener en cuenta cuando se estudia la producción petrolera en una determinada región o país es el de las condiciones naturales de sus yacimientos.

Al respecto, el estudio de la historia de la producción petrolera realizado en el capítulo anterior nos permite extraer una serie de conclusiones. En primer lugar, las reservas petroleras del país eran pequeñas a nivel mundial; segundo, la distribución de estas reservas en depósitos relativamente pequeños atentaba contra la concentración de la producción; y, por último, la localización, profundidad y otras características físicas de los yacimientos no resultaban particularmente favorables para la productividad del trabajo en cada uno de ellos^[36]. En este apartado estudiaremos con más profundidad estas cuestiones, así como sus efectos en la productividad del trabajo y otros aspectos materiales de la producción petrolera, durante el período 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 fácil comparación internacional es la producción de petróleo por pozo. Como puede verse en el Cuadro 6.4, según 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 último país, precisamente en razón 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 pequeña 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 producción para el mercado mundial quedaba excluida. Mucho más difícil es determinar si la productividad del trabajo para abastecer el mercado interno resulta mayor que la que corresponde a la importación; en otras palabras, si resulta más barata la producción local que la importación desde el exterior^[37].

Cuadro 6.4 – Petróleo producido por pozo (m3 por día)

País	Producción por pozo
Irán	1360
Argelia	177
Venezuela	48,8
Indonesia	28,6
México	20,2
Brasil	17,7
Colombia	10,5
Argentina	7,1 (5,5)*
Estados Unidos	1,9
Fuente: Edwards, “Frondizi Contracts”. () El dato sobre argentina fue corregido en base a los datos sobre pozos en producción efectiva en 1962 (cf. Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles*). Entre paréntesis se consigna el dato que ofrece Edwards.

Basándonos en nuestro estudio del desarrollo histórico de la producción petrolera en Argentina, es posible sostener que la productividad del trabajo parece haber estado en el límite de la que justificaba la producción hacia el mercado interno. Esta afirmación se basa en dos aspectos de la evolución del nivel de importaciones respecto de la necesidad social por petróleo crudo. En primer lugar, como puede observarse en el Gráfico 6.1, existe una cierta coincidencia entre los períodos de sobrevaluación de la moneda nacional de importación y el crecimiento de la proporción de petróleo y derivados importados respecto del consumo total interno de derivados^[38]. Por supuesto, la coincidencia temporal entre sobrevaluación y aumento de las importaciones en relación al consumo interno no implica por sí misma imputación causal alguna. De hecho, ambos fenómenos coinciden también con fases económicas expansivas, causa más inmediata del aumento de las importaciones. Pero lo que resulta notable es que, a la hora de alimentar la expansión del capital industrial en dichos períodos, se recurrió a importaciones abaratadas por medio de la sobrevaluación en vez de al aumento de la producción local. Esto sugiere que los costos de esta producción local no eran lo suficientemente bajos como para resultar una opción claramente más ventajosa que la importación o, dicho a la inversa, que la importación abaratada podía desplazar a la producción local del mercado interno.

Gráfico 6.1 – Grado de sobre/subvaluación de la moneda (eje izquierdo) e importaciones de petróleo y derivados como porcentaje del consumo (eje derecho)^[39]

Fuente: Elaboración propia con datos de Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Centenario; Solberg, Petróleo y nacionalismo; San Martín, Petróleo y petroquímica; Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Una segunda expresión de las limitaciones naturales de los yacimientos locales es lo que sucede durante la década de 1930, cuando aumenta marcadamente la apropiación de la renta de la tierra por parte de terratenientes privados y los estados nacionales y provinciales. Como hemos visto en el capítulo 5, esta parece ser la principal razón del hecho de que, en un contexto de subvaluación y por tanto de encarecimiento de las importaciones, la producción local no se haya expandido al menos hasta el nivel determinado por el mercado interno. Hemos visto que YPF —la única empresa sobre la que se tienen datos completos— pierde entre 1933 y 1939, en promedio, un 43% de sus ganancias anuales en concepto de impuestos y regalías^[40], lo que aparece limitando su capacidad de acumulación y por tanto, sus posibilidades de inversión. Pero este nivel de presión fiscal y rentística era similar, si no inferior, al existente contemporáneamente en Estados Unidos^[41], donde el problema era el exceso de producción en relación a la demanda, no su defecto. Esto parece indicar, en el mismo sentido que lo que argumentábamos más 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 había logrado el autoabastecimiento petrolero, incluso contando, en ciertos períodos, con “ayuda extranjera”, ¿cómo se explica que en los cinco años que median desde fines de 1958 hasta 1963 la producción haya crecido lo suficiente como para que las importaciones hayan bajado del 65 a menos del 10 por ciento del consumo interno (véase el Gráfico 6.2)? Este interrogante se vuelve más agudo cuando se tiene en cuenta que el consumo aumentó en términos absolutos en el mismo intervalo de tiempo y que, a nivel mundial, los precios se mantuvieron relativamente estables e incluso tendieron a bajar en términos reales (Gráfico 6.3). Esto es, la producción local aumenta aunque contemporáneamente estuviera aumentando al mismo tiempo la productividad promedio del trabajo petrolero como consecuencia del desplazamiento de la producción hacia Medio Oriente.

Gráfico 6.2 – Producción local de petróleo y nivel de importaciones sobre el consumo interno petróleo y derivados (miles de m3 y %)

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

Gráfico 6.3 – Precios del m3 del petróleo crudo de referencia mundial

Fuente: Elaboración propia con datos de British Petroleum, “Statistical Review”. Nota: El precio corresponde al crudo “Arabian Light posted at Ras Tanura”.

En buena medida, aportar elementos para responder esta pregunta es uno de los objetivos del presente capítulo. Con todo, de acuerdo a nuestro objeto de estudio, sólo podremos hacerlo parcialmente, esto es, concentrándonos en la parte de dicho crecimiento que corresponde a la expansión del capital extranjero. Nos corresponde, por el momento, comenzar por indagar sobre las transformaciones materiales del proceso de extracción petrolero ligadas al ingreso del capital extranjero.

Primero, cabe resaltar que la producción por pozo para el conjunto de la industria local registrada en los años 1962 y 1963 (únicos años para los que se tiene información completa dentro del período de estudio) no resulta particularmente alta si se la compara con niveles posteriores (véase el Cuadro 6.5). De hecho, los datos indican que la producción por pozo aumenta con posterioridad a 1963. En las décadas posteriores el crudo extraído por pozo en producción efectiva oscilaría 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 acusación del nacionalismo petrolero acerca de una sobreexplotación generalizada de los yacimientos; de haber sido ésta la explicación del crecimiento de la producción en el quinquenio 1959-1963, los niveles de rendimiento difícilmente podrían haberse mantenido en el tiempo y menos aumentado, como de hecho lo hicieron^[42].

En cambio, cuando se compara con períodos anteriores de la producción petrolera local, el nivel de 1962-63 es notablemente superior. En el Cuadro 6.4 se presenta una reconstrucción de algunos años en los que se ha encontrado información suficiente. De los datos surge claramente que el rendimiento de los pozos es a principios de la década del sesenta más del doble que a mediados de los cincuenta. Esto indica que una de las bases del aumento de la producción del reside en las condiciones naturales de los yacimientos que, como vimos anteriormente, habían sido descubiertos durante la década del cincuenta y que entraron en producción desde ese año.

Gráfico 6.4 – Producción 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: elaboración propia con datos de Solberg, Petróleo y nacionalismo; Dirección Nacional de Minería, Estadística de petróleo; Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Cuadro 6.5 – Producción por pozo, años 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: elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

En definitiva, de los datos presentados podemos concluir, primero, que la incorporación de los yacimientos descubiertos durante la década de 1950 permitió aumentar la productividad del trabajo petrolero local. En parte, dicha mayor productividad derivó del simple hecho de que los yacimientos eran nuevos. No obstante, el aumento posterior de la producción por pozo, y el mantenimiento en dichos niveles en las décadas subsiguientes, sugiere que otra parte de la explicación del aumento de la productividad durante el período reside en las condiciones naturales de las regiones incorporadas en el período. Antes de pasar al siguiente punto cabe señalar que las empresas extranjeras “productoras” ^[43] desarrollaron su producción precisamente sobre estas zonas de descubrimiento reciente, aunque también YPF explotó por su cuenta algunos de estos yacimientos, por ejemplo, los salteños descubiertos a principios de los cincuenta^[44].

Diferencias entre los yacimientos y diferenciación de los capitales petroleros

Además del recién mencionado aumento de la productividad del trabajo por incorporación de yacimientos, la otra base de la ampliación de la producción fue el notable incremento de la perforación: en el quinquenio 1959-1963 se perforaron tres veces más pozos que en el quinquenio anterior. Estas perforaciones se hicieron tanto sobre los yacimientos de reciente incorporación como en los más antiguos. Lo que nos interesa analizar en este punto es el papel de las empresas extranjeras en el incremento de la producción y cómo se vincula ello con las condiciones naturales de los yacimientos.

Cuadro 6.6 – Pozos productivos y perforados, 1959-1963

	Pozos perforados	Pozos productivos	Grado de éxito
YPF1	4081 (82,1%)	3561 (83,8%)	87,3%
Contratos de producción2	815 (16,4%)	660 (15,5%)	81,0%
Contratos de exploración3	74 (1,4%)	28 (0,7%)	37,8%
Total	4970 (100%)	4249 (100%)	85,5%
Notas: 1, incluye contratos de perforación / 2 y 3, según Cuadro 6.1. Fuente: Elaboración propia en base a datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Para comenzar con el análisis de esta cuestión, en el Cuadro 6.6 presentamos datos de las perforaciones realizadas durante nuestro período de estudio. El ratio de pozos productivos respecto de los perforados, teniendo en cuenta el total del país (85,5%), resulta marcadamente alto en comparación con lo que sucedería posteriormente: durante el resto de la década de 1960 el porcentaje de pozos productivos descendería hasta ubicarse por debajo del 65% en 1969. Pero, por detrás de este alto grado de éxito de la perforación —que, por lo demás, confirma que se estaba operando en general sobre áreas exploradas— puede encontrarse una clara diferenciación entre los diversos tipos de capitales petroleros. En primer lugar, resulta claro que los que operaban bajo los contratos que habíamos agrupado como “de exploración” obtuvieron tierras que efectivamente requerían de este tipo de tareas, a juzgar por el bajo porcentaje de pozos productivos. Como vimos más arriba, estos capitales sólo produjeron cantidades ínfimas de petróleo aunque, en algunos casos, llegaron a descubrir reservas explotables.

Por otro lado, Amoco, Cities Service y Tennessee tuvieron un grado de éxito en la perforación 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 exploración. Esto parece ser particularmente cierto en el caso de Tennessee, que para 1963 tenía menos de la mitad de los pozos perforados en producción efectiva. Estos datos sugieren que YPF concentró su capacidad de perforación en el desarrollo de yacimientos (en vez de en exploración) en mayor medida aún que estas empresas privadas.

Pero la diferenciación 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 años 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 aún mayores que los de Cities Service^[45]. No quedan dudas, en este sentido, de que estos tres capitales “contratistas” accedieron a tierras que se contaban entre las más productivas del país; aunque esto no significa que todas las áreas de altos rendimientos fueran entregadas al capital extranjero. Por ejemplo, los yacimientos salteños explotados por YPF tenían rendimientos marcadamente superiores a los de Amoco y Cities Service^[46]. Pero, en promedio, puede concluirse que YPF operó sobre tierras con rendimientos más bajos y que los contratistas (de producción) se concentraron sobre regiones con condiciones naturales más favorables.

Ahora bien, dentro del desarrollo de las actividades de YPF se encuentra la operación del tercer tipo de empresas, aquellas que firmaron contratos de perforación. 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 aquí como empresas petroleras en sentido estricto, sino como perforadoras; en este sentido, su rol fue más bien la provisión 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 países de origen actúan como capitales petroleros y que su operación en Argentina fue una parte importante de la expansión de la producción, 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 “perforadores” es analizar la perforación y producción de YPF en dicha zona (correspondiente a la provincia de Santa Cruz) respecto al resto de yacimientos del país, entre 1960 (cuando comienza la información desagregada al respecto) y 1963^[47]. Dicho análisis, cuyos resultados se presentan en el Cuadro 6.7, nos permite concluir que la intensa perforación 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 producción que representa casi el 95% del aumento total de la producción de YPF entre 1959 y 1963. Para lograr este incremento de la producción del Flanco Sur de Comodoro Rivadavia, YPF debió concentrar el 80% de sus perforaciones en dicha región (incluyendo las realizadas por las empresas perforadoras). Es decir que la empresa estatal recurrió al capital extranjero para desarrollar la zona de la cual proviene el grueso de su incremento en la producción durante el período, mientras que realizó por su cuenta las perforaciones en las zonas en las cuales los nuevos pozos se limitaban a reemplazar el declive o salida de producción de los pozos antiguos. La excepción a este esquema de YPF es Salta, donde YPF duplicó la producción sin necesidad de perforar muchos pozos, debido al elevado rendimiento de los yacimientos de la región.

Cuadro 6.7 – Perforación e incremento de la producción de YPF en Santa Cruz y en el resto de Argentina

	Producción 1959		Perforación 60-63**		Producción 1963		Aumento (59-63)
	m3*	%	Nº	%	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: elaboración propia en base a datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles. () miles. (*) Incluye contratos de perforación.

En síntesis, podemos observar que existe una considerable diferencia entre las condiciones naturales de las tierras en las que operaron los diversos tipos de capitales, según los hemos clasificado anteriormente. Los capitales con contratos de producción obtuvieron tierras con un rendimiento por pozo marcadamente superior al del promedio del país. YPF, por su parte, operó sobre tierras de menores rendimientos, en promedio. En buena medida ello obedece a que la empresa estatal concentra su producción en la región 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 “productoras”. Por esta razón, YPF debió perforar muchos pozos para ampliar la producción. Aquí es donde aparece el papel de los capitales “perforadores”, que se desarrollan sobre territorios de bajo rendimiento relativo por pozo, pero sin que ello afecte su valorización porque ésta dependía de la prestación de servicios.

Para sintetizar la diferenciación entre los capitales extranjeros y evaluar en qué medida el aumento de la producción total dependió de cada uno de ellos podemos comparar la cantidad de pozos perforados con el aumento de la producción resultante de dicha perforación. Como puede verse en el Cuadro 6.8, el 42,6 % del aumento anual de la producción entre 1958 y 1963 corresponde a producción de los capitales de los contratos de producción. Si a ello sumamos la parte correspondiente a los contratos de exploración, tenemos que casi el 50% del aumento de la producción correspondió 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 perforación y la otra mitad, de los pozos que la empresa estatal realizó por su cuenta.

Salta a la vista, además, 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 producción por pozo resultaba irrelevante porque sus ingresos se determinaban por metro perforado y tiempo de utilización de equipos. Luego de finalizar los pozos, los entregaba a YPF para la producción efectiva. Lo que se quiere resaltar es que, precisamente, el menor rendimiento de los yacimientos del Flanco Sur en poder de la empresa estatal influyó en que en esta zona el capital extranjero operó bajo la forma de los contratos de perforación y no de producción.

Una última observación sobre los datos presentados en este mismo cuadro se refiere a la participación de los contratos de exploración. La participación con el 5% en el aumento de la producción anual responde a que en 1963 dos de ellos habían empezado a extraer petróleo (Astra y Union Oil). No debe confundirse este dato con la participación de estos contratos en el total de crudo producido en los cinco años, que era de menos del 1% (Cuadro 6.1). En el mismo sentido, lo que aquí estamos señalando como la participación de los capitales de los contratos de exploración y producción en el aumento de la producción se distingue de su participación en la producción total en los cinco años comprendidos entre 1959 y 1963 (25%, véase también el Cuadro 6.1) y su participación en la producción total del año 1963 (30%).

Cuadro 6.8 – Pozos perforados y aumento de la producción anual por tipo de capital (1958-1963)

	Pozos perforados	Aumento de la producción (millones de m3)	Participación 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: elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Tecnología

A nivel mundial, a partir de la década de 1940 se desarrollaron dos importantes avances en la tecnología de producción petrolera: los métodos de extracción secundaria y la perforación offshore. El primero de estos avances tuvo sus primeras aplicaciones en la segunda mitad de la década de 1930 en las tierras del noreste de EUA (que a esa altura eran las menos productivas de ese país) y cuyo uso se fue extendiendo a medida que avanzaba el decaimiento de pozos en otras regiones. La primera perforación offshore se realizó en 1947 en el Golfo de México, y comenzó a extenderse mundialmente en los cincuenta. Al respecto, hemos visto en el capítulo 4 que la exploración offshore del golfo pérsico fue parte de la expansión internacional de los capitales petroleros independientes de fines de los cincuenta. Estos capitales independientes fueron centrales en el proceso de desarrollo técnico de las décadas de 1940 y 50; por ejemplo, tanto Kerr-McGee como Amoco estuvieron involucrados en el desarrollo de la producción en el Golfo de México^[49].

En Argentina, sólo los métodos de recuperación secundaria fueron introducidos en este período (en 1962; la perforación offshore sería posterior), por parte de las empresas contratistas, aunque por esos años los porcentajes de este tipo de extracción sobre el total apenas rondaron el 5% (en el caso de los capitales extranjeros; YPF recién incorpora mecanismos secundarios en 1966). Con todo, este sería el comienzo de una diferenciación marcada (que se manifiesta fuertemente recién a partir de 1970) entre empresas privadas e YPF en torno a las formas de extracción, en la cual los primeros se especializarían en la extracción secundaria e YPF en los yacimientos con surgencia natural^[50].

Más allá de estos cambios cualitativos en las técnicas de perforación, uno de los componentes más importantes del desarrollo técnico en la extracción de petróleo es el aumento de la productividad del trabajo de perforación y, a su vez, la forma predominante de este incremento es el desarrollo de los equipos perforadores. Una forma de observar, entonces, el nivel tecnológico de los equipos utilizados es a través de la cantidad de pozos y metros perforados por cada equipo^[51]. En el Gráfico 6.5 se presenta una comparación 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].

Gráfico 6.5 – Metros y pozos perforados por equipo de perforación

Fuente: elaboración 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 años 1960-1961. Los de EUA corresponden a la categoría “total Wells (oil, gas, dry hole)” y surgen de promediar los años 1960-1963.

Este gráfico muestra una clara diferenciación en el rendimiento de los equipos entre YPF por un lado, las empresas productoras por otro, y en un tercer grupo las empresas perforadoras. Sólo las empresas perforadoras tienen rendimientos por equipo similares a los norteamericanos. Los capitales productores, en cambio, pese a tener equipos con más rendimiento que YPF, muestran una marcada diferencia respecto de la industria petrolera estadounidense. Cabe notar que, en estos años, el nivel de perforación 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, área donde operaban las empresas perforadoras. Así, 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 justificó el uso de equipos más avanzados tecnológicamente, respecto a los capitales extractores como Amoco y, más aun, Cities Service. Alternativamente, la explicación también podría residir en un uso más intensivo del equipo (lo que también se derivaría de la escala, dada una determinada dispersión espacial de los yacimientos) o en una combinación de ambas determinaciones.

En síntesis, aunque el capital extranjero introduce ciertamente tecnología de perforación más avanzada (e incluso llega a desarrollar incipientemente métodos de recuperación secundaria), las empresas que operan bajo los contratos de producción no parecen utilizar el mismo nivel de tecnología que en su país de origen. Como veremos, esto se vincula con lo que analizaremos en el próximo sub-apartado, respecto a la productividad del trabajo.

Empleo de fuerza de trabajo y productividad del trabajo

No existen estadísticas oficiales sobre la cantidad de empleados de las empresas extranjeras que operaron bajo el régimen contratista. No obstante, el estudio de Zinser ofrece estimaciones basadas en información obtenida directamente de dos empresas (véase Cuadro 6.14, al final del capítulo). Sobre esta base, hemos calculado la productividad del trabajo de las empresas extranjeras (véase Cuadro 6.15, al final del capítulo), presentada en el Gráfico 6.6, en comparación con la productividad del trabajo de YPF y de la industria petrolera estadounidense en general.

Gráfico 6.6 – Productividad del trabajo (miles m3 por empleado)

Fuente: Cuadro 6.15, al final del capítulo.

Varias observaciones surgen del análisis inmediato de los datos. En primer lugar, los contratos de producción aparecen teniendo una productividad mayor que los contratos en general, lo cual es resultado de que los contratos de exploración utilizaron fuerza de trabajo casi sin obtener resultados en la producción de crudo^[54]. Segundo, la productividad del trabajo de los capitales “productores” (y también, aunque en menor medida, de todos los capitales privados), es marcadamente superior a la de YPF (más 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 también 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 “ineficiencia” de YPF^[56], contribuyan a explicar la mayor productividad del trabajo de las empresas extranjeras. En el mismo sentido opera la diferencia, antes señalada, sobre los mejores equipos perforadores que utilizaban los capitales extranjeros.

Una tercera observación se refiere a la comparación con el promedio de la industria petrolera estadounidense (exploración y extracción). Si bien los capitales con contratos de producción tienen una mayor productividad del trabajo que la industria petrolera de EUA, la diferencia no refleja inmediatamente la proporción entre los rendimientos por pozo, pues mientras que este último 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 sólo el doble que en el país norteamericano. Esto parece indicar que las mejores condiciones naturales de los yacimientos argentinos son parcialmente contrarrestadas por otros aspectos técnicos que también determinan la productividad del trabajo petrolero (muy probablemente, ligados a la escala mucho mayor de la industria petrolera norteamericana y al consecuente mayor desarrollo técnico). 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 último parece indicar que las empresas extranjeras sólo podían obtener una productividad del trabajo similar o superior a la norteamericana si operaban sobre tierras con condiciones naturales superiores a las promedio del país. Esta conclusión es consistente con lo que señalamos en el apartado anterior respecto a que en el área de Santa Cruz en la que operaba YPF (con rendimientos mucho menores a las áreas entregadas a los capitales extranjeros) el capital extranjero no operó bajo la forma de contrato de producción sino de perforación, que ataba sus ingresos a los metros perforados y no a la venta del petróleo 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 interés se concentra específicamente en los costos estrictos de operación del capital extranjero en la producción de crudo. Ello tiene el objeto de servir de base para estudiar, en el próximo apartado, las condiciones de valorización de estos capitales.

Sólo son conocidos los costos en el caso de Cities Service, debido a que la empresa debía suministrar mensualmente a YPF la información de sus operaciones para el cálculo del pago mensual que debía efectuar la empresa estatal. En base a ello se ha estimado para esta empresa un costo algo menor a 4 dólares por metro cúbico^[57]. Los costos de Amoco pueden estimarse teniendo en cuenta el menor rendimiento por pozo de esta empresa. Esta estimación arroja un costo de aproximadam ente 5 dólares por metro cúbico, es decir que sus costos de producción debían ser algo mayores^[58]. Cabe resaltar que estas dos empresas fueron las más importantes en cuanto a producción de los tres contratos de producción (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 computación del valor del capital fijo a precios históricos en un contexto de alta inflación), una de la propia empresa y otra de la Secretaría de Energía. 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 producción de las empresas privadas. En términos internacionales, se puede comparar estos datos con los costos de producción de EUA, que son de 11,14 dólares por metro cúbico^[59].

En síntesis, 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 línea con los estadounidenses o, al menos, ser mayores que los de los contratos de producción.

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

	Mendoza	Chubut
Costos de YPF según secretaría de energía	10,97	22,63
Costos de YPF según YPF	7,74	10,12
Costo empresa contratista	4	5
Precio de venta contratista	7,85	10
Fuente: Sábato, “Prólogo”; Liceaga, Petróleo.

La valorización de los capitales extranjeros

En el apartado anterior hemos analizado distintos aspectos del proceso de producción de las empresas petroleras extranjeras. Al comparar la operación de los capitales “productores” con la industria petrolera estadounidense (que, además de corresponder al país de origen de las empresas en cuestión, son consideradas como las peores tierras en producción mundial) podemos sintetizar que: (a) producen sobre tierras con condiciones naturales superiores; (b) utilizan una tecnología inferior; (c) la productividad del trabajo de los obreros que explotan es superior a la del obrero petrolero estadounidense y d) los costos de producción son menores. Además, el hecho de que la productividad del trabajo resulta mayor que la del obrero estadounidense con una tecnología inferior nos permite concluir que (e) las mejores condiciones naturales de la tierras más que compensaron la tecnología inferior. Con base en estas conclusiones, en este apartado avanzaremos en la investigación del proceso de valorización de los capitales extranjeros, en particular de aquellos que tuvieron producción efectiva de petróleo, los tres capitales con contratos de producción

Precio pagado a los contratistas

El primer aspecto a considerar es el precio interno del petróleo crudo que, para el caso de las empresas extranjeras, está fijado por contrato. En el Gráfico 6.7 se comparan internacionalmente estos precios de las tres empresas “productoras” ^[60] con el de referencia internacional (golfo pérsico), con el precio promedio de la industria estadounidense y con el de importación.

Gráfico 6.7 – Precio del petróleo crudo, contratos de producción y precios internacionales (boca de pozo, U$S/m3)

graf

Fuente: Elaboración propia con base en British Petroleum, “Statistical Review”; Energy Information Administration, United States, Annual Energy Review, 1995. Nota: Golfo pérsico, Arabian Light posted at Ras Tanura, promedio 1959-63; EUA, First Purchase, US average, promedio 1959-63); empresas argentinas, según fuentes citadas anteriormente (nota 500).

Para la investigación de las condiciones de valorización de los capitales extranjeros en Argentina resulta relevante especialmente la comparación con el precio estadounidense, por las siguientes razones. Primero, porque dicho precio es el de las peores tierras en producción y, por tanto, las que determinan el precio comercial a nivel mundial^[61]. Segundo, porque los capitales productores tenían la mayoría de sus operaciones de extracción concentradas en los EUA. Tercero, porque las condiciones naturales de las tierras estadounidenses eran mucho más parecidas a las argentinas que las del Golfo Pérsico.

De esta comparación surge claramente que los precios obtenidos por todas las empresas extrajeras son mucho menores a los precios del petróleo 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 —ligadas a los costos de arrendamiento— que relativizan esta marcada diferencia de precios. Estas condiciones son analizadas en el próximo apartado.

Las regalías petroleras implícitas

Los contratos petroleros argentinos no incluían ningún tipo de pago de renta: ni regalías, ni porcentajes sobre las ganancias y, de hecho, se eximía 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 comparación, 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 años 1959-1960^[63]. El precio neto que les queda a los capitales petroleros estadounidenses luego del pago de la regalía es de 13,61 dólares por metro cúbico^[64]. Aunque la diferencia con el precio de las contratistas es todavía significativa, en particular con el caso de Cities Service, debe tenerse en cuenta que, en el caso de esta última 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 exploración. Dichos costos han sido calculados en 2,38 y 2 dólares por metro cúbico para los caso de Cities Service y Amoco, respectivamente^[65]. Es decir que, si bien los precios que las empresas reciben por el petróleo 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 exploración. 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 (Gráfico 6.6, más arriba), resulta justificado concluir que, cuanto menos, las condiciones de valorización 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 ningún tipo de arrendamiento no quiere decir que no exista renta petrolera. Más bien al contrario, al menos en primera instancia, el pago de un precio en boca de pozo marcadamente menor al estadounidense y al de importación (e incluso menor al del golfo pérsico) implica una tasa de apropiación 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 parámetro del precio de producción mundial al precio comercial de EUA a boca de pozo, la regalía petrolera implícita 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 regalías altas en comparación 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 período anterior a 1958)^[67]. Segundo, que las diferencias entre las tasas de regalía implícitas 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 (véase nuevamente el Cuadro 6.5)^[68].

La explotación 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 cálculo directo de su relación con los salarios estadounidenses, que serviría para evaluar si existen ventajas relacionadas con una eventual compra de la fuerza de trabajo por debajo de su valor (véase la discusión sobre el tema en el estudio sobre el sector automotriz, en el capítulo 3). La mejor aproximación 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 (sólo explotación)^[69]. El poder adquisitivo de este salario era un 64% del correspondiente al obrero petrolero estadounidense^[70]. De modo similar a lo que ocurría con el salario automotriz, esta diferencia en la capacidad de consumo es menor que la existente, para el mismo año, entre el salario industrial promedio argentino y el estadounidense. Aun así, se trata de una diferencia significativa.

La poca información 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, apoyándose en una entrevista con un dirigente sindical de la empresa estatal, quien sostiene que dichos salarios son superiores a las empresas privadas “exceptuando los de los contratistas”^[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 más precarias^[72]. En cambio, las estimaciones de costos salariales presentadas en el informe de la Comisión Investigadora sobre Petróleo de la Cámara de Diputados parecen indicar que los empleados de las contratistas recibían salarios al menos un 30% mayores a los de YPF^[73]. Probablemente, la explicación de las diferencias entre estos últimos datos y los testimonios resida en que las empresas extranjeras tenían empleados estadounidenses en los cargos administrativos y directivos cuyos salarios debían elevar considerablemente el promedio^[74], mientras que las denuncias parlamentarias se referían, 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 petróleo (ya sea que se tome como indicador el vigente en EUA o el de importación). En particular, este último factor explica que para las empresas extranjeras resulte mucho más importante la fijación del nivel contractual del precio (con la consiguiente tasa implícita de regalía) que la determinación del salario a pagar.

Tomemos, por caso, el ejemplo de Amoco. Aún si tomamos las estimaciones de la Cámara de Diputados que, como hemos visto, implicaban salarios promedio superiores a los de YPF, los costos salariales resultantes son de 1,30 dólares por metro cúbico, un 32% del costo total. Aún si supusiéramos, por un momento, que los salarios pagados fueran la mitad (lo que los ubicaría claramente por debajo de los de YPF), la diferencia de costos sería tan sólo de un 3,6% del precio de EUA. Si comparamos con la regalía implícita de 45%, resulta claro que la fijación del precio contractual es mucho más importante, como determinante de la valorización del capital que los salarios pagados. Estas observaciones se aplican aún en mayor medida en el caso de Cities Service, dado que los costos totales y el precio contractual son menores. En definitiva, la baja proporción de salarios en los costos totales de empresas extranjeras de los contratos de producción y, sobre todo, la diferencia entre estos costos y el precio de producción mundial del crudo implica que cualquier ventaja relacionada con las condiciones de venta de la fuerza de trabajo local no tuvo más que una importancia limitada^[75].

La participación en la apropiación de la renta agraria

Las condiciones del desarrollo general de la acumulación de capital en Argentina determinan que todo capital industrial se beneficia de una de las formas de apropiación de renta de la tierra agraria: la compra abaratada de fuerza de trabajo por la circulación de los medios de vida agrarios por debajo de su precio de producción. En este aspecto, la valorización del capital petrolero no se distingue de la del capital automotriz que vimos anteriormente; por esta razón, remitimos al desarrollo expuesto oportunamente (capítulo 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 régimen de contrato de producción.

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 comparación con otras ramas. Como hemos visto, las inversiones mencionadas en los contratos de producción y exploración alcanzaban los 280 millones, a los cuales deben sumarse los 70 millones de los contratos de perforación; aunque algunas de ellas involucraban plazos más largos que los estudiados. Según diferentes estimaciones, las inversiones efectivas desde el extranjero en los contratos de producción y exploración habrían alcanzado para 1963 entre 160 y 175 millones de dólares^[76]. De acuerdo a esto, las inversiones extranjeras en el sector de extracción petrolera fueron las mayores del total de las realizadas en el período de estudio, seguidas por las industrias automotriz y química, en las que las inversiones fueron entre 100 y 140 millones de dólares cada una^[77].

La mayoría de las empresas no habían recuperado las inversiones realizadas al momento de anulación de los contratos en noviembre de 1963^[78]. Las empresas con contratos de exploración no habían recibido prácticamente ingresos pues éstos dependían de la producción entregada a YPF y, como hemos visto, las cantidades de crudo extraído fueron muy bajas. De las empresas productoras, sólo Cities Service había obtenido ingresos que superaban el capital adelantado. Sin embargo, esto no significa que las operaciones de estas empresas no fueran rentables; simplemente la amortización de la inversión inicial no se había completado en 1963. Sobre esta base, Tennessee reclamó luego (y obtuvo) la indemnización correspondiente al capital que no había recuperado, incluyendo una retribución en concepto de ganancias. Amoco, en cambio, continuó produciendo, lo cual generó deudas por parte de YPF, reconocidas más tarde en la renegociación de 1967. El pago de estas deudas, sumadas a los pagos efectivamente realizados hasta 1963, superaron largamente las inversiones realizadas.

La única estimación 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 producción) es la calculada por la Comisión Investigadora de la Cámara de Diputados. Una aproximación a la tasa de ganancia puede construirse, entonces, poniendo en relación esta masa de ganancia con los gastos iniciales de las empresas (que, a su vez, constituyen una aproximación 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 últimos porcentajes se refieren al total de gastos iniciales de las compañías; 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 disímiles hasta 1963. Como hemos mencionado, las cinco empresas exploradoras no recibieron ningún ingreso hasta el fin de 1963, aunque habían invertido entre 35 y 40 millones de dólares en exploración^[83]. Tres de ellas —Esso, Shell y Union Oil—, sin embargo, obtuvieron luego de las anulaciones importantes indemnizaciones calculadas sobre la base de la recuperación del capital más una retribución en concepto de ganancias del orden del 15% anual. Un arreglo similar obtuvo Tennessee. Las empresas, por su parte, debían entregar todas las instalaciones que habían construido sobre las tierras, así como la información obtenida de los trabajos de exploración. Es decir que, en definitiva, este grupo de empresas desarrollaron trabajos de exploración a cambio de una retribución por parte de YPF que explícitamente incluía la valorización 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 desembolsó el dinero correspondiente^[84]. Por último, debe mencionarse que en los casos de Continental y Marathon, que no habían encontrado ninguna reserva explotable de petróleo, las sumas invertidas por las empresas (5 millones de dólares^[85]) no fueron reembolsadas.

Por otra parte, los contratos de perforación eran mucho más simples, pues las empresas recibían un pago determinado contractualmente por cada pozo realizado. Según las estimaciones de la Cámara de Diputados, las empresas recibieron de parte de YPF un pago total por los más de 2100 pozos, de 145 millones de dólares sobre una gasto total de casi 115 millones. Sin saber con algún detalle qué parte de dichos gastos provienen de capital adelantado por la empresa extranjera y qué parte son reposiciones realizadas con los pagos que dicha empresa iba recibiendo, resulta difícil calcular la tasa de ganancia de estos capitales en sus operaciones argentinas. Si se supone que la inversión comprometida en los contratos (70 millones de dólares) es equivalente al capital adelantado, las ganancias anualizadas corresponderían a una tasa de aproximadamente el 10% anual. Esta parece, sin embargo, una estimación cautelosa de dicha tasa, pues muy probablemente las inversiones comprometidas se distribuyeron durante los cuatro años de operación de las empresas perforadoras (1960-1963).

El Estado, la industria petrolera y la acumulación de capital en Argentina

Según hemos visto en los apartados anteriores, la expansión de los capitales extranjeros “productores” se concentró en áreas 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, país de origen de las empresas en cuestión. Adicionalmente, aunque relativamente menos importante, los capitales extranjeros probablemente se hayan beneficiado de salarios relativamente bajos por la doble determinación 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 información directa al respecto es escasa). Ambas circunstancias permitieron a las empresas compensar otras determinaciones que tendían a disminuir la productividad del trabajo (como la utilización de equipos de menor nivel tecnológico), así como los menores precios recibidos por el petróleo crudo en Argentina respecto a EUA, y obtener, cuanto menos, tasas normales de ganancia.

Esta forma de valorización del capital extranjero estuvo inmediatamente vinculada a la acción estatal, desde que los contratos mismos fueron firmados entre las empresas e YPF; de este modo, la selección de las áreas de operación y los precios fueron, explícitamente, políticas estatales. Este apartado tiene por objetivo estudiar las determinaciones de dichas políticas a la luz del estudio del papel de la producción petrolera en el desarrollo de la acumulación del capital en general.

La apropiación 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 constituía una tasa de regalía implícita que nos servía de comparación con la regalía pagada por los mismos capitales en aquél país. Ahora nos interesa concentrarnos en la diferencia entre los precios contractuales y los precios de importación, pues estos últimos son, según desarrollaremos inmediatamente, los precios relevantes para la consideración de la renta petrolera involucrada en la producción contratista.

En la consideración de las diferentes condiciones naturales de los yacimientos, tanto a nivel mundial como en Argentina, es necesario incorporar la localización como una determinación 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 petróleo. Por esta razón, no existe un único 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 Pérsico. En parte esto se debe a una diferencia de calidad entre ambos tipos de crudo, pero en parte, también, a los bajos costos de transporte involucrados en la producción petrolera norteamericana, que se refinaba y consumía internamente. Es decir que, aunque las condiciones naturales determinaban mayores costos de extracción para los capitales estadounidenses, su cercanía al mercado de consumo actuaba en sentido contrario sobre los costos totales de producción (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 importación en el puerto de Buenos Aires (esto es, el precio CIF del petróleo importado). Esto porque dicho precio es el de producción del petróleo extraído fuera del país para el consumo dentro de éste, incluyendo costos de extracción más transporte.

El precio pagado durante el período 1960-63 por el petróleo 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 según el contrato^[87]. Parte de esta diferencia es absorbida por costos de transporte desde los yacimientos hasta las refinerías^[88]. La diferencia resultante entre el precio de producción en refinería (esto es, el precio de boca de pozo más el costo de transporte) y el precio de importación puede ser considerada como la “renta petrolera” involucrada en los contratos de producción^[89]. Los precios y costos recién referidos se presentan en el Cuadro 6.10 para cada empresa, junto al cálculo de la renta petrolera correspondiente. El cuadro muestra marcadas diferencias en los niveles de renta por unidad de producto, según cada caso. El petróleo 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 – Precios del crudo y renta petrolera (U$S/m3)

	Precio boca de pozo	Transporte a Buenos Aires	Precio de producción 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: elaboración propia con base en datos de Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”; Zinser, “Frondizi Contracts”; Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles. Nota (1): columna 1 + columna 2.

La renta de la tierra total portada en la producción de las tres empresas extranjeras tiene una magnitud considerable. En el quinquenio 1959-63 suma 104 millones de dólares (véase Cuadro 6.17, al final del capítulo), magnitud que resulta mayor que las ganancias de las tres empresas en cuestión, que alcanza en el mismo período los 80 millones de dólares^[90]. Otra indicación de su magnitud es que, en el año pico de la producción petrolera en este período, 1962, la renta petrolera de la producción contractual (en el sentido que estamos tomando aquí) representa un 4,3% de la renta agraria total y un 9,4% de la porción de dicha renta que escapa a los terratenientes agrarios^[91].

Para dilucidar quién se apropia de esta porción de riqueza social tenemos que considerar, en primer lugar, cuál es el destino del petróleo producido por los contratos. Como vimos, el comprador inicial es YPF pero, en esencia, la empresa estatal revende enteramente dicho petróleo a los capitales refinadores privados (ESSO y Shell, casi exclusivamente). Los capitales refinadores, en efecto, sustituyen entre 1958 y 1963 el petróleo importado por el de producción local: en efecto en esos 6 años el porcentaje del petróleo importado dentro del procesado por estas empresas pasa del 89 al 12%. En 1963, año en el que la producción de las empresas contratistas suma 4,7 millones de metros cúbicos, 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 petróleo a los contratistas pero por debajo de los de importación. Es decir que, por un lado, YPF se apropia de una porción 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 porción al comprar el petróleo que refinan por debajo del importado. De la parte que apropia YPF por medio del diferencial de precios, una porción pasa a las provincias por el pago de regalías que la empresa estatal debía realizar, correspondiente a la producción de las contratistas privadas (véase también el Cuadro 6.11, columna 2).

Cuadro 6.11 – Distribución de la renta petrolera entre Provincias, YPF y refinadores (dólares por barril)

	Precio de producción en Bs. As (1)	Regalía provincia (2)	Precio de venta a refinadores (3)	Renta apropiada por YPF/EN (4) = (3) – (1) – (2)	Renta petrolera total (5)	Renta aprop. por refinadores (6) = (5) – (4) – (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) Cámara de Diputados, “Diario de Sesiones”; (3) CFI, Programa conjunto (2do. informe); (5) Cuadro 6.10

Cuadro 6.12 – Renta petrolera total y sus apropiadores, 1959-63 (millones de dólares)

	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 Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Gráfico 6.8 – 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 cúbico del Cuadro 6.11 por la producción total de cada contrato. Por último, en el Gráfico 6.8 se presenta la distribución de la renta petrolera correspondiente a los tres contratos, en términos porcentuales. Como se ve, la mayor porción de esta riqueza social fue apropiada, en primera instancia, por los capitales refinadores. En el próximo apartado intentaremos averiguar si, en alguna medida, dicha apropiación influyó en los precios de los derivados en el mercado interno.

El precio de los derivados

Además de los precios de los contratistas y los precios de reventa a los refinadores, también los precios de venta de los derivados estaban regulados por el Estado, tanto los de las refinadoras a la red de comercialización como los finales al público^[92]. En el Gráfico 6.9 se muestra la evolución histórica del precio de la nafta al consumidor en términos reales. Aunque el gráfico muestra una fuerte oscilación en dicho precio, (motivada, desde 1946, por bruscos pero puntuales aumentos nominales en un contexto de inflación), puede notarse una tendencia a la baja, en particular desde fines de los cincuenta: durante toda la década de 1960 los precios reales oscilan entre el 60 y el 80% del nivel registrado en 1959.

Gráfico 6.9 – Evolución del precio de la nafta al consumidor, en términos reales (1959=1)

Fuente: Elaboración propia con datos de Gadano, Historia del petróleo en la Argentina; Dachevsky, “Tierra y capital”; Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

En el Gráfico 6.10, a su vez, se muestra la comparación del precio de la nafta en Argentina respecto al precio en Estados Unidos, tanto el de venta al público como el neto de impuestos. Retomando nuestro análisis histórico del capítulo anterior, podemos ver que durante la década de 1930 el precio local se encontraba marcadamente por encima del de EUA, en razón del alto componente de importaciones de petróleo y derivados. Durante la década 1946-55, en cambio, el precio de venta local se ubica mucho más cerca del precio estadounidense, aunque es todavía 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 contradicción se explica, en buena medida, por el alto nivel de sobrevaluación 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 período de las dos primeras presidencias de Perón, el petróleo crudo se abarata como forma concreta de apropiación de la renta agraria por los capitales industriales en general, consumidores de combustibles.

Gráfico 6.10 – Comparación del precio de la nafta (ARG/EUA) y nivel de autoabastecimiento de petróleo y derivados

Fuentes: ver Gráfico 6.9

A partir de 1959 los combustibles se abaratan aún más frente a los norteamericanos, al punto que el precio de venta al público es menor a pesar de tener un contenido de impuesto mayor (poco más del 50% en Argentina frente al 30% de EUA). Pero, a diferencia del período anterior, la sobrevaluación había desaparecido, como expresión de la reducción absoluta de la renta agraria (y, más aún, en relación a la escala del proceso de acumulación). El abaratamiento del combustible, entonces, dependió en este período no de la renta agraria sino, en la parte correspondiente, del abaratamiento del crudo como resultado de su producción interna bajo los contratos^[93]. En otras palabras, en el caso de la producción 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 acumulación 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 explotación de la fuerza de trabajo, tanto por la apropiación de una parte de su valor como por el abaratamiento de aquélla por la circulación de las mercancía agrarias por debajo de su precio de producción (y, por tanto, por la apropiación de la renta agraria por parte del capital que compra dicha fuerza de trabajo). Dado que estas son condiciones generales de la acumulación del capital, las políticas estatales mediadoras en el desarrollo de estas formas de valorización son, en esencia, las mismas que las descritas oportunamente (capítulo 3). Pero, en cambio, resulta pertinente detenerse en las formas concretas del desarrollo de otra de las características generales de esta etapa de la acumulación de capital, a saber, el endeudamiento externo, en su vinculación con la expansión del capital extranjero en la rama petrolera.

En primer lugar, el desarrollo del capital extranjero en la rama petrolera está ligada al endeudamiento porque, desde el principio de su operación, se entregó más petróleo que el que efectivamente fue pagado por YPF. Hacia 1962, la empresa estatal había pagado sólo el 75% del petróleo entregado por las empresas. Por esta razón, al momento de la anulación de los contratos, en noviembre de 1963, se había generado una deuda, buena parte nominada en dólares a favor de las empresas contratistas. Esta deuda se fue acumulando en los años 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 exploración, 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 también fueron convertidos en deuda externa. Más allá de los montos que fueron reconocidos en las negociaciones posteriores, podemos estimar la magnitud de la riqueza social “generada” por las empresas hasta 1963, que luego fue convertida en deuda, de la siguiente manera. Para el caso de los contratos de exploración, la suma correspondiente viene dada por las inversiones efectivamente ingresadas desde el exterior. Para los contratos de producción de Cities Service y Amoco, es un monto equivalente a la deuda por el petróleo no pagado. El caso de Tennessee tiene ambos componentes, pero sólo hemos considerado la correspondiente a la deuda por el petróleo entregado, pero no pagado. El monto total de riqueza social —compuesto por el petróleo impago de los contratos de producción y las inversiones extranjeras en los contratos de exploración— que fue luego reconocido como deuda externa suma 80 millones de dólares^[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 producción y perforación debía realizarse, en buena medida, con divisas. Ya hemos visto en el capítulo 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 situación similar ocurrió con los pagos por el petróleo local y los pozos perforados. Asociado con la firma de los contratos, YPF obtuvo un crédito del Eximbank por 100 millones de dólares^[96]. YPF tenía otras necesidades de gastos de divisas, como por ejemplo la compra de equipos pero, de cualquier manera, su capacidad de realizar pagos en divisas dependió en buena medida del endeudamiento externo.

Una tercera relación 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 crédito para el otorgamiento de créditos también para otros propósitos, sobre la base de que existía capital privado excedente en la industria petrolera mundial y que no se financiaría indirectamente la producción petrolera estatal^[97]. Es decir que las presiones del gobierno estadounidense, el FMI y otros organismos, canalizadas a través de sus políticas crediticias, parecen haber sido formas políticas importantes de la expansión del capital extranjero también en el sector petrolero; cabe recordar, en ese sentido, que los acuerdos con el FMI fueron centrales en la política desarrollista del período (véase el capítulo 3)^[98].

Síntesis

Este capítulo comenzó con un apartado introductorio que presentó, en primer lugar, los diversos tipos de contratos firmados en el período de estudio y, luego, las características de los capitales extranjeros involucrados.

El segundo apartado se dedicó al estudio al estudio de aspectos materiales del proceso de extracción petrolera. Primero, se estudiaron las condiciones naturales de los yacimientos. Al respecto, se concluyó que la incorporación de los yacimientos descubiertos durante la década de 1950 tuvo como consecuencia un aumento de la productividad del trabajo petrolero local promedio. Pero, además, se mostró que existían diferencias importantes en este sentido entre las diversas regiones del país. Los capitales que hemos denominado “productores” se concentraron en tierras particularmente buenas en relación al promedio nacional, mientras que los “perforadores” lo hicieron en regiones cuyos pozos tenían un menor rendimiento. Se sugirió, 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 producción. Se avanzó luego sobre la tecnología utilizada, encontrado cierta evidencia de que los capitales “productores” utilizaron tecnología relativamente atrasada respecto a la utilizada en su país de origen o, al menos, que la utilización de medios de producción fue, en términos relativos, de baja intensidad. En cualquier caso, se señaló que dicho atraso técnico fue más 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 último, el aparado cerró comparando internacionalmente los costos, concluyendo que éstos fueron menores en Argentina, para los capitales “productores”, respecto del costo promedio estadounidense.

El tercer apartado se abocó al estudio de las condiciones de valorización de los capitales petroleros. En base a la comparación internacional de precios, se argumentó que los precios de los contratos involucraban una “tasa de regalía implícita”, cuya magnitud, desde el punto de vista de las condiciones de valorización de los capitales extranjeros, variaba entre el 40 y el 57% por ciento de la producción. Se argumentó que, no obstante, no se trataba de una tasa de regalía tan alta como podría parecer, al menos en comparación a lo que los mismos capitales debían pagar en su país de origen en concepto de renta e impuestos, sobre todo al tener en cuenta la ausencia de costos de importación y la mayor productividad del trabajo petrolero local (en los yacimientos específicos que estos capitales explotaban) respecto del promedio estadounidense. En este sentido, se sostuvo que el nivel de la regalía implícita no aparecía como impedimento para una valorización normal. Se mencionó, además, que la fuerza de trabajo que explotaban se encontraba probablemente abaratada localmente, siguiendo la tendencia general de las condiciones salariales del ámbito nacional de acumulación, con la salvedad que imponen las limitaciones de datos disponibles sobre el asunto. También se señaló muy sucintamente que el capital petrolero, como cualquier capital industrial que opera en el ámbito nacional, participa del proceso de apropiación de renta agraria, particularmente, en este caso, por medio del abaratamiento de la fuerza de trabajo que surge de la circulación interna de los medios de vida por debajo de su precio de producción. Por último, 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 período de estudio, al menos a la tasa general de ganancia.

En el cuarto y último apartado se abordó la relación entre el sector petrolero y el desarrollo general de la acumulación de capital en Argentina; y la mediación de las políticas estatales en este proceso, en particular por medio de la fijación de los precios de la cadena petrolera, desde el crudo de los contratos hasta los derivados. Primero se estudió quién apropia la renta petrolera correspondiente a la diferencia entre el precio que recibe la contratista y el precio de producción del petróleo crudo “puesto en Buenos Aires”. Se mostró entonces que la mayor parte de dicha renta petrolera (el 67%) era apropiada, al menos en primera instancia, por los capitales privados refinadores que accedían a petróleo crudo a precios inferiores a los de importación. En base al análisis de la evolución del precio de la nafta y, especialmente, su comparación internacional con EUA, sostuvimos que el abaratamiento del crudo se trasladaba, al menos en parte, al precio de los combustibles. Con base en este señalamiento concluimos que, en la parte correspondiente a la producción de crudo por el capital extranjero, la sustitución de importaciones de crudo por su producción interna incluía como uno de sus contenidos el reemplazo de renta agraria por renta petrolera en la alimentación de la valorización del capital industrial. Por último, el cuarto apartado reseña otras vinculaciones entre el desarrollo del capital petrolero extranjero con el desarrollo de la acumulación de capital en Argentina. Si bien apenas se menciona la relación con las formas políticas de apropiación de la renta agraria, en esencia coincidente con las analizadas en el estudio sobre el sector automotriz, se expuso con mayor detalle la importante vinculación del desarrollo del capital extranjero en la rama con la generación de la deuda externa.

Anexo

Cuadro 6.13 – Producción 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: Elaboración propia con datos de Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.

Cuadro 6.14 – Empleados de empresas petroleras (exploración y producción)

	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, “Frondizi Contracts”(estimación en base a información directa de dos empresas estadounidenses).

Cuadro 6.15 – 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 Producción	2,23
YPF	0,51
EUA	1,35
Fuente: elaboración 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 – 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: Elaboración 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 – Renta petrolera, total contratos y por empresa (dólares)

	Renta por m3	1959 (miles)	1960 (miles)	1961 (miles)	1962 (miles)	1963 (miles)	Total (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

Luego de la publicación de esta tesis, parte de este capítulo fue reelaborado y publicado en Fitzsimons, “Las determinaciones económicas”.↵
Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Combustibles 1950-1959, 6. Una cuarta empresa que producía cantidades similares a Astra y Exxon, “Petroquímica Comodoro Rivadavia” (ex Ferrocarrilera) era de propiedad estatal desde 1946.↵
Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.↵
Este último criterio de subdivisión es utilizado por Edwards, “Frondizi Contracts”; Philip, Oil and Politics in Latin America, 411.↵
En miles de metros cúbicos; entre paréntesis se indica el porcentaje de la empresa en la producción petrolera local↵
Según Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Centenario. Cities Service adquirió el contrato en 1962.↵
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 cuestión. Además, debe tenerse en cuenta que, como aclaramos anteriormente, utilizamos los nombres contemporáneos de las matrices o su última denominación como empresa independiente. Puede apreciarse la complejidad de nombres, justamente, con el caso de Pan American. Este último era el nombre de la subsidiaria; Standard Oil of Indiana, el de la matriz en ese momento. Pocos años después, la matriz pasa a llamarse Amoco, que hoy es parte de British Petroleum (que, en realidad, desde hace pocos años se llama simplemente BP). De acuerdo a nuestro criterio, nos referiremos siempre a este capital con el nombre “Amoco”.↵
Luego conocida como UNOCAL, actualmente parte de Chevron.↵
En 1966 la empresa cambia su nombre a Tenneco, como se la conoce actualmente (desde 1988 esta empresa no tiene actividades petroleras).↵
El contrato de 1961 es firmado bajo el nombre de “Ohio Oil Company”, pero en 1962 la empresa cambia el nombre a Marathon, como se la conoce actualmente.↵
El contrato de 1961 es firmado bajo el nombre de “Continental Oil Company”. En la actualidad es ConocoPhillips (luego de una fusión en 2002 con Phillips Petroleum).↵
Más adelante el contrato fue transferido a una subsidiaria del mismo grupo, denominada “Transworld Drilling”.↵
Contrato firmado bajo el nombre de SAIPEM↵
Vassiliou, The A to Z of the Petroleum Industry.↵
Por ejemplo, todas ellas se encuentran entre las 130 empresas de mayores ventas en EUA según la lista de la revista Fortune de 1960.↵
Recientemente, algunas de estas empresas han sido absorbidas por capitales más grandes, como es el caso de Union Oil of California, comprada por Chevrón, y de Cities Service (actualmente CITGO), adquirida por Petróleos de Venezuela (PDVSA). Otras han protagonizado fusiones y son parte, hoy en día, de las llamadas supermajors; son los casos de Amoco, que se fusionó con British Petroleum, y Conoco con Phillips Petroleum. Marathon permanece hoy día como un capital independiente, principalmente dedicado a exploración y extracción.↵
Grant et al., International Directory of Company Histories.↵
Yergin, The Prize, 429. Actualmente, Kerr-Mc Gee ha sido absorbida por Anadarko Petroleum↵
Philip, Oil and Politics in Latin America, 92.↵
“Contrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.” art. 2. En la práctica, las áreas otorgadas fueron dos, una en Santa Cruz, que luego de una serie de perforaciones infructuosas fue restituida a YPF de común acuerdo y otra en Mendoza, en la zona del yacimiento “Punta de las Bardas-Vacas Muertas”, descubierto recientemente por YPF, cuyos trabajos habían permitido certificar la existencia de reservas importantes (3,5% del total nacional) y extraer hasta el momento de la entrega 100.000 m3 de petróleo (Gussoni, Enfoque jurídico de los hidrocarburos en Argentina, 116). Como vimos en el capítulo anterior, este yacimiento mendocino es uno de los más importantes del país.↵
De hecho, en la acalorada discusión sobre los contratos, que suele incluir discrepancias notables, esta característica de los contratos referidos no fue puesta seriamente en discusión. Los críticos de los contratos desde el nacionalismo petrolero, por supuesto, han insistido reiteradamente en la entrega de territorios con reservas probadas e incluso en producción. Los defensores de los contratos, por su parte, se concentraron en distinguir, precisamente, los contactos de explotación de los de exploración, criticando al nacionalismo petrolero por generalizar infundadamente los términos de una minoría de los contratos; véase por ejemplo el libro de Arturo Sábato (director de YPF durante el gobierno de Frondizi) Petróleo, liberación o dependencia, 80-81.↵
“Contrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.” art. 1.↵
Ibid. art. 30.↵
Gussoni, Enfoque jurídico de los hidrocarburos en Argentina, 116.↵
Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Centenario.↵
En concreto, YPF debía pagar a Loeb/Cities Service entre un 65 y un 70% del precio de importación del crudo (“Contrato con Carl M. Loeb, Rhoades & Co.” arts. 13 y 14.↵
Retornaremos el tema de los precios más adelante; debe notarse que según varias estimaciones el precio recibido por Cities Service era menor a 10 dólares por metro cúbico. ↵
“Settlement with Tennessee”.↵
Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p (sección “Negotiated Settlements with the Companies”).↵
“Settlement with Esso”; “Settlement with Shell”.↵
Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p (sección “Negotiated Settlements with the Companies”).↵
“Settlement with Continental and Marathon”.↵
Gussoni, Enfoque jurídico de los hidrocarburos en Argentina, 138-143.↵
Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6619.↵
Edwards, “Frondizi Contracts”.↵
Véase también Zinser, “Frondizi Contracts”, s/p.↵
Véase Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p para una caracterización simila r.↵
Desde 1935, el único derivado con peso en la importación es el fuel oil, mientras que los productos más livianos, como la nafta, eran refinados localmente en base a petróleo de producción local e importado. La explicación de la continuidad de la importación de fuel oil reside en que se trata de un destilado residual, que se obtiene luego de extraer los derivados livianos del petróleo crudo. Por esta razón, su precio por tonelada es menor al del petróleo crudo↵
Para el período 1946-49 sólo consigna importación de petróleo crudo por falta de información completa sobre importaciones de derivados; consecuentemente, el porcentaje de importación está subestimado en esos 4 años. Se excluyen años de la segunda guerra porque allí la importación se reduce abruptamente por motivos relativamente excepcionales.↵
Véase el capítulo 5.↵
En EUA, la tasa de regalía física y los impuestos a los combustibles eran similares a los vigentes en Argentina; además de ello, en el primer país, pero no en el segundo, existían 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 únicamente sobre la ganancia era necesariamente mayor). Cf. Kahn, “Depletion Allowance”, 290; Mommer, Petróleo global y Estado nacional, 26.↵
Philip sostiene el mismo argumento, basado en el hecho de que, pese al aumento de la producción, ésta se había realizado sin un descenso de las reservas probadas del país. Se trata, no obstante, de un punto muy discutido en el debate político generado en torno a los contratos y su anulación posterior, pues desde el nacionalismo petrolero se sostuvo que las empresas extranjeras sobreexplotaron algunos yacimientos. Véase Philip, Oil and Politics in Latin America, 413. Cabe señalar, por otro lado, que la incorporación de técnicas de recuperación secundaria pudieron haber sido parte de la explicación del aumento de la productividad por pozo con posterioridad a nuestro período de estudio (estas técnicas comienzan a aplicarse en 1962, pero con un alcance todavía marginal en la producción total).↵
Amoco recibió los yacimientos de Cerro Dragón y Cañadón 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 también descubiertos en 1957; cf. YPF, Cincuentenario de YPF. YPF una empresa al servicio del país, 106.↵
Ibid., 104.↵
Los rendimientos por pozo alcanzan a 68 m3 diarios en 1962 y 47 en 1963, aunque también debe tenerse en cuenta la alta proporción de pozos improductivos (que no se consideran al calcular el rendimiento por pozo). ↵
Los pozos salteños tenían, al menos en esos años, un rendimiento de más de 40 metros cúbico por pozo; cf. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (2do. informe), 4:3.↵
Aunque se trata de un acercamiento parcial, porque no toda la perforación en la zona está a cargo de las empresas extranjeras↵
Se estima la producción de los capitales perforadores por medio de multiplicar la producción por pozo promedio de YPF en Santa Cruz por la cantidad total de pozos perforados bajo los contratos de perforación.↵
Yergin, The Prize, 429; Pratt, Priest, y Castaneda, Offshore Pioneers, 22. La subsidiaria de Amoco involucrada en estos desarrollos era Stanolind.↵
Dachevsky, “Tierra y capital”, 270.↵
Cochener, Quantifying Drilling Efficiency.↵
Los datos de estas tres empresas son muy similares, ver detalle en Cuadro 6.16↵
Dachevsky, “Tierra y capital”, 296.↵
Por supuesto, puede argumentarse que el trabajo de exploración tuvo el resultado del descubrimiento de reservas y que, eventualmente, el desarrollo de éstas redundaría en un resultado concreto en petróleo extraído. Este aspecto queda excluido de nuestro análisis. ↵
Sábato, Petróleo, liberación o dependencia, 55-59.↵
Véase por ejemplo el análisis de Dachevsky sobre la función de la absorción excesiva de mano de obra, desde el punto de vista técnico, en lo que él denomina “contención de población obrera sobrante para el capital”; Dachevsky, “Tierra y capital”, 313-319.↵
La comisión investigadora de la Cámara de Diputados de la Nación sobre los contratos petroleros estima exactamente 3,65 dólares por m3; cf. Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6022.↵
El citado informe de la Cámara de Diputados estima el costo por metro cúbico de Amoco en 4,95 dólares; cf. Ibid. Esto parece indicar, incidentalmente, que la diferencia de productividad de los yacimientos otorgados, que debía ser conocida por YPF por sus trabajos previos en las zonas, influyó en la determinación diferencial del precio a pagar a ambas compañías.↵
Construido con base en los costos de capital en exploración y explotación (año 1966, según Bina, Oil: A Time Machine, 19.) y los costos laborales (año 1963, cf. United States Census Bureau, Statistical Abstract of the United States.).↵
Los precios de Amoco y Tennessee son conocidos con precisión pues los contratos estipulaban remuneraciones fijas por m3: 10 y 11,15 dólares respectivamente (en el caso de Amoco se incluía una cláusula de ajuste según variaciones internacionales del precio, según la cual a partir de 1963 el precio bajó a 9,3 dólares por m3). El caso de Cities Service es más complejo porque el precio se determina en base a una fórmula relacionada a la amortización de las inversiones, una ganancia computada sobre el capital y la variación de los precios internacionales. El precio indicado para esta empresa (7,93) corresponde al cálculo sobre lo efectivamente pagado por YPF hasta 1962 a cambio del petróleo total entregado, según los datos proporcionados por la empresa y aceptados por YPF; cf. Liceaga, Petróleo, anexo III.. La cifra es esencialmente coincidente con la calculada por la Cámara de Diputados (7,58); Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6020. También es similar a las ofrecidas en la mayoría de la literatura sobre el tema; cf. Liceaga, Petróleo, 202; Sábato, Petróleo, liberación o dependencia, 86; Casella, Petróleo, soberanía y paz, 156.↵
A principios de la década de 1960, la producción petrolera de EUA era, además, un tercio de la producción mundial, y era, por lejos, el principal productor mundial.↵
En realidad, los contratos establecían que las regalías correspondientes a la producción de las contratistas debían ser pagadas por YPF al Estado nacional o provincial, según correspondiera; sin embargo, YPF fue luego eximida de realizar dichos pagos.↵
Este porcentaje incluye las regalías y los pagos fijos adelantados para adquirir los arrendamientos; cf. Kahn, “Depletion Allowance”.↵
Tomando el extremo más bajo de la estimación mencionada, esto es, un pago de renta de 25%.↵
Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6022-6023.↵
Estos porcentajes deben ser tomados con precaución, en la medida en que surgen de la comparación 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 Sábato ofrece los siguientes precios internacionales de petróleos comparables por su calidad: para el caso de Amoco 13,65; Cities Service 16,04 y Tennessee, 19,37 (dólares por m3); cf. Sábato, “Prólogo”, Cuadro H. Si se comparan estos precios con el de EUA (que, vale recalcar, es un promedio de precios de múltiples variedades de crudo), los correspondientes a Amoco y a Cities Service son menores, reflejando en principio una menor calidad de los crudos extraídos por estas empresas respecto del promedio de EUA, mientras que el de Tennessee es mayor. ↵
Si, en cambio, se toma como referencia el precio del golfo pérsico, aunque la tasa de regalía implícita disminuye, resulta sugestivo que el caso del contrato de Amoco, que involucraba la tradicional región petrolera de Comodoro Rivadavia, tenía implícita una regalía de un octavo de la producción, esto es, la tasa vigente en Argentina desde la ley petrolera de 1932 (12,5%). Más adelante retomaremos la cuestión de la renta petrolera y su apropiación (apartado 4 del presente capítulo).↵
En un aspecto relacionado con el anterior, cabe resaltar que las empresas contratistas no debían pagar impuestos a las ganancias, a diferencia de las de EUA. Estos impuestos, al igual que las regalías provinciales, habían sido contractualmente asumidos por YPF pero en 1960, como hemos visto, ésta fue eximida de pagar todos los impuestos nacionales derivados de los contratos (de modo que, en adelante, sólo pagó las regalías provinciales); cf. Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6025). Sin embargo, la tasa de impuesto a las ganancias (income tax) en el sector de producción de petróleo 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 exploración y desarrollo, incluyendo pagos de renta, de la ganancia sujeta a impuesto (Véase Davidson, “Public Policy Problems of the Domestic Crude Oil Industry”, 99; Kahn, “Depletion Allowance”, 287-289). Según Davidson, la tasa efectiva de impuesto es del 37% en vez del 52% vigente en general; pero este porcentaje se aplica después de la deducción de gastos de exploración, como los pozos improductivos. Además, las empresas petroleras podían 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 período al 50% de las ganancias y que a dicho porcentaje se acerca el pago de regalías visto en el apartado anterior, resulta razonable concluir que el peso del impuesto a las ganancias respecto de los pagos de regalías (que, cabe mencionar, en muchos casos incluyen tierras estatales) no es muy alto y, por consiguiente, que la exención de impuestos en Argentina no resulta particularmente relevante como elemento diferencial en la capacidad de valorización de los capitales petroleros. Es decir que, aunque en EUA no se exime a las empresas petroleras del pago de impuesto a la ganancia, éste es reducido sustancialmente en virtud de los pagos de renta que deben realizar los capitales petroleros. Por esta razón, hemos decidido limitarnos a señalar esta diferencia sin incorporarla al análisis cuantitativo (que además implicaría la difícil tarea de estimar la tasa de impuesto a la ganancia efectivamente pagada por las petroleras en EUA).↵
Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (1er. informe), Cuadro 8.↵
United States Census Bureau, Statistical Abstract of the United States; el salario tomado como referencia es el corresponidente a “production workers”, “petroleum and natural gas production”, “average weekly earnings” (anualizado). Calculado con el mismo método que en el caso automotriz (véase Cuadro 3.14)↵
Según declaraciones de un vocero del sindicato de obreros de YPF (SUPE) citadas en Zinser, “Frondizi Contracts”, n. 18.↵
Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6455-58.↵
El informe estima un promedio de gastos salariales de 200.000 dólares mensuales para el caso de Amoco, sobre la base de datos reales de Cities Service (que, sin embargo, no son publicados); cf. Ibid., 6023. Más allá de que no se indica el tipo de cambio utilizado para convertir los salarios pagados en pesos, la estimación de un salario por obrero es muy sensible al número de empleados, dato que tampoco se conoce con precisión y que presenta variaciones anuales importantes. La proporción indicada (30% sobre los de YPF) resulta de tomar el año con mayor número de empleados de esta empresa, según la estimación de Zinser (1150 en 1960). ↵
Recuérdese además que estas empresas empleaban relativamente muchos menos obreros que YPF.↵
Una expresión de la escasa importancia de los salarios es el alto nivel de la relación 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 comparación, la misma relación entre ganancias y salarios para el caso de la industria automotriz, en el promedio de los años 1960-62 fue de 0,68. Esto sugiere que una variación en los salarios pagados tendría un efecto mucho mayor en la industria automotriz que en el caso de las empresas contratistas, aún con una regalía implícita elevada y fija.↵
Según datos contenidos en los archivos del Foreign Office del Reino Unido, las inversiones hasta diciembre de 1961 (cuando se habían realizado la mayoría de ellas) sumaban 163 millones; cf. Cisneros, Historia de las relaciones exteriores, 299. Una estimación independiente de Zinser, basada en datos sobre los costos de perforación de la CONADE y sus propios supuestos sobre costos de exploración, arroja un resultado de 174,2 millones de dólares de adelantos de capital acumulados hasta 1963; cf. Zinser, “Frondizi Contracts” Cuadro 65. La Comisión Especial Investigadora sobre Petróleo de la Cámara de Diputados estimó 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 petróleo a YPF, por lo cual no constituyen inversión desde el extranjero. Los datos presentados por Arturo Sábato (director de YPF durante el gobierno de Frondizi), que indican un total de 209,8 millones de dólares invertidos por las empresas extranjeras sin incluir a Continental y Marathon, parecen ser también sobre gastos totales, aunque no lo aclara en su texto; cf. Sábato, “Prólogo”, Cuadro G.↵
Véase el capítulo 3 y Cisneros, Historia de las relaciones exteriores, 299.↵
Véase el informe del presidente de YPF durante el gobierno de Illa, citado por Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p., apartado “Negotiated Settlements with the Companies; Sábato, “Prólogo”, Cuadro G.↵
Camara diputados p 6020-23.↵
Zinser, “Frondizi Contracts”, s/p., apartado “Contractual Production versus Government Production”.↵
Ibid.↵
Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p., apartado “Negotiated Settlements with the Companies”. La estimación original sobre la tasa de ganancia normal provenía de Platts, una influyente consultora sobre el mercado petrolero norteamericano.↵
Zinser, “Frondizi Contracts”, tabla 5; Sábato, “Prólogo”, cuadro G.↵
Edwards, “Frondizi Contracts”, s/p., apartado “Negotiated Settlements…”↵
Ibid.↵
Dirección Nacional de Energía y Combustibles, Anuario de Combustibles.↵
Nuevamente, aquí 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 mayoría 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 importación más alto resulte de un crudo de mayor calidad que el local. ↵
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 mayoría de las refinerías y el consumo en general de derivados se concentra en Buenos Aires, además de que el precio del petróleo importado se refiere también al del puerto de la capital. Sin embargo, no todo el petróleo se destila y consume en Buenos Aires. Por lo tanto, la comparación de los precios en Buenos Aires del petróleo importado con el de producción por contrato subestima la diferencia: por un lado, al petróleo importado habría que computarle precio de transporte al interior del país, en la parte consumida fuera de Buenos Aires y, por otro, al producido por contrato habría que descontar el transporte de la parte refinada o consumida cerca de los yacimientos. Por ejemplo, ha sido estimado que sólo el 43% del petróleo producido por Cities Service es enviado a Buenos Aires; cf. Consejo Federal de Inversiones (Argentina), Programa conjunto (1er. informe), 21.↵
Las comillas indican que no se trata de renta en el más 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, aquéllos estarían 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 cálculo, dentro de la ganancia obtenida por las contratistas, entre ganancia normal y renta petrolera apropiada. Para un cálculo estricto de la renta petrolera también habría que considerar en qué 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 señalar que un informe estatal plantea serias dudas sobre la conveniencia económica 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 porción de los costos de transporte estaría siendo sostenida con renta de petrolera (o, a la inversa, esta renta sería mayor si se abaratara el transporte por una mejor infraestructura). Nuevamente, el carácter aproximado de los costos de transporte señalados desaconseja una mayor precisión al respecto. Pero, por sobre todo, aquí prescindimos de dicho cálculo puesto que en este apartado nos interesa la parte de la renta petrolera que, precisamente, no es apropiada por los capitales petroleros. ↵
Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 6020-22.↵
En ambos casos, nos referimos a los cálculos sobre renta agraria de Iñigo Carrera, La formación económica.↵
Salvo los precios del crudo de los contratistas (determinado en el contrato mismo), el resto era fijado por la Secretaría de Energía o directamente por decreto del PEN.↵
Debe enfatizarse que esta conclusión sólo puede extenderse, en base a lo estudiado en esta tesis, al porcentaje de la producción petrolera correspondiente a los contratos de producción, que alcanzaba para 1962 a un tercio de la producción 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. ↵
Edwards, “Frondizi Contracts”.↵
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 dólares, según el informe de mayoría de la Comisión Investigadora sobre Petróleo de la Cámara de Diputados) y de computar a precios contractuales el petróleo impago. Este último se calcula con base en el dato sobre la producción pagada respecto de la total en el informe del CFI que se cita a continuación. Cf. Cámara de Diputados de la Nación, “Diario de sesiones”, 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 aquí, en parte por el reconocimiento de ganancias y en parte porque YPF siguió pagando menos crudo que el recibido aun posteriormente a 1963.↵
Philip, Oil and Politics in Latin America, 411.↵
Odell, “The Oil Industry in Latin America”, 287.↵
Sobre la política general de Estados Unidos y los organismos internacionales de crédito respecto del sector petrolero en América Latina, véanse además Odell, “Oil and State in Latin America”, 669-670; Philip, Oil and Politics in Latin America, 101-105.↵

Alejandro Fitzsimons

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