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Número

02

› Renta Minera

› Hidrocarburos

› Perfi l Industrial

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3 Sobre el contenido de este número

5 Desempeño de la actividad minera metalífera

en la Argentina. Renta minera y distribución

de los benefi cios. Federico Basualdo

19 Subexploración y sobreexplotación: la lógica

de acumulación del sector hidrocarburífero en

Argentina. Mariano A. Barrera

36 Inserción de la industria argentina en el

mercado mundial. Refl exiones sobre la

posconvertibilidad. Andrés Wainer y Martín Schorr

APUNTES PARA EL CAMBIORevista digital de Economía Política

Año 2 - Número 2marzo/abril de 2012

Se permite la reproducción total o parcial, sin fi nes comerciales, de los artículos que conforman Apuntes para el Cambio, siempre y cuando no se altere

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3

Apuntes para el cambio - Año 2, Nº 2

Buenos Aires, marzo/abril de 2012

Sobre el contenido de este número

El segundo número de Apuntes para el Cambio contiene tres artículos que buscan contribuir a los debates actuales poniendo

el foco en temas que se tornan absolutamente ineludibles a la hora de pensar en algunas de las transformaciones estructu-

rales necesarias para llevar adelante un proceso de desarrollo de largo plazo.

En los últimos meses se reavivó la discusión en torno del papel que debe jugar la minería en el desarrollo del país, a raíz de

la reacción que provocó la posible explotación minera del cerro Famatina. En este contexto adquiere particular relevancia el

artículo de Federico Basualdo, que estudia las particularidades del sector minero metalífero partiendo de una caracterización

de la estructura jurídica que lo regula y del desempeño reciente del sector, para continuar con un análisis de la distribución

de la renta minera y de la tasa de ganancia en base al estudio de dos casos: el de la Minera Alumbrera en la provincia de

Catamarca y la Minera Argentina Gold S. A. en San Juan.

El autor concluye que las políticas esbozadas en la última dictadura y profundizadas durante los noventa -entre las que se

cuentan el establecimiento de importantes exenciones impositivas y la subvención estatal a la inversión privada en el sector-

brindaron, acompañadas por el crecimiento de los precios internacionales de los metales, una situación privilegiada a las

empresas multinacionales para la realización de proyectos de gran envergadura con escasa participación estatal tanto en el

desarrollo de la actividad, como en su regulación y la distribución de la renta. Los resultados presentados en el trabajo a partir

del estudio de estos dos casos dan cuenta de la extraordinaria rentabilidad de estas empresas, bien por encima de la obtenida

en promedio por las empresas más grandes del país. A esto se suma la magnitud de la apropiación privada de la renta minera

(82,3 % en el caso de la minera aurífera y 55,2 % en el caso de la cuprífera). En este marco, es amplio el margen de acción

para el Estado si la intención es incorporar a la minería a la dinámica económica nacional. Basualdo resalta la necesidad

de reformar el marco normativo como un primer paso imprescindible, junto con una mayor participación estatal tanto en la

distribución de la renta minera como en la explotación y el control ambiental.

Otro de los temas candentes en estos días se relaciona con la situación crítica en la que se encuentra sector hidrocarburífero

-resultado de años de sobreexplotación y subexploración- que llevan a que el sector energético, altamente dependiente de

combustibles fósiles, se encuentre en un estado preocupante. De este tema se ocupa el segundo artículo de este número, a

cargo de Mariano Barrera. En él se realiza un recorrido por las discusiones en relación con los hidrocarburos y las políticas

orientadas al sector desde mediados de los años setenta y en particular la retirada del Estado de la escena en la década del

noventa. El autor muestra cómo la desregulación del sector redundó en la obtención de importantes ganancias por parte de

las empresas privadas transnacionales a partir de la explotación a bajo costo de reservas descubiertas por la otrora estatal

YPF. A su vez, el marco normativo vigente posibilitó la operación de empresas que realizaron una escasa reinversión de utili-

dades, de manera que la falta de exploración redundó en una caída de las reservas y la producción. También en este caso se

afi rma que es indispensable una modifi cación de las regulaciones que encaucen el accionar de las empresas, junto con una

renacionalización del sector y la concepción de los recursos hidrocarburíferos como estratégicos para el desarrollo nacional.

Una de las alternativas que plantea Barrera es la reestatización de la actual Repsol-YPF, aunque resalta ciertos inconvenien-

tes de importancia: el precio de mercado de la empresa es el doble que cuando se privatizó, pero cuenta con poco más de

un tercio de las reservas de petróleo y un cuarto de las de gas, respecto de las que tenía en ese momento. Otra alternativa

propuesta es la formación de una empresa estatal mixta con participación de las provincias, a partir de la reversión de con-

cesiones de explotación en los casos de empresas que no hayan cumplido con los compromisos asumidos o tengan permisos

de explotación y exploración excedentes. Finalmente, el autor enfatiza que no debe soslayarse la importancia de desarrollar

fuentes alternativas que tiendan a independizar la matriz energética de los hidrocarburos.

4

El número cierra con un artículo de Martín Schorr y Andrés Wainer que trata otro tema de fundamental importancia: la in-

serción de la industria nacional en el mercado mundial. A partir del análisis del intercambio comercial de manufacturas los

autores se proponen corroborar o refutar la existencia un proceso de sustitución de importaciones y un cambio cualitativo en

la inserción internacional de la industria argentina durante la posconvertibilidad, discutiendo la posición ofi cial expresada

por el Ministerio de Industria. Proponen asimismo algunos lineamientos para pensar la política industrial. Schorr y Wainer

plantean que mientras que el nivel del tipo de cambio real y la evolución de los precios internacionales de los productos

que Argentina exporta permitieron superar la restricción externa en este período, el incremento de las exportaciones no fue

acompañado por una mejora cualitativa de las mismas en términos de valor agregado y contenido tecnológico. A su vez, en

esta etapa no se revirtió el proceso de concentración y extranjerización de las exportaciones en general y de la industria en

particular. A partir del estudio del saldo comercial de las manufacturas, que es positivo en los segmentos de bajo y mediano-

bajo contenido tecnológico y defi citario en los de alto y mediano-alto contenido tecnológico, los autores muestran que la

dependencia tecnológica no se redujo,

El artículo concluye que el desarrollo y la competitividad en sectores de mayor complejidad tecnológica requiere incentivar

la producción de bienes fi nales de alto contenido tecnológico sin dejar de lado una cuestión de importancia crucial: estas

políticas deben tender a promocionar también la creación de eslabonamientos hacia atrás en esos sectores. Finalmente, una

estrategia de desarrollo de largo plazo debe apuntar también al desarrollo local de tecnologías de avanzada con vistas a

“modifi car el rol de la Argentina en la división internacional del trabajo de modo de generar mayor valor y, con ello, mayores

niveles de empleo y, sobre todo, de ingresos”.

5



Desempeño de la actividad minera

metalífera en la Argentina. Renta

minera y distribución de los benefi cios1

Federico Basualdo2

1. Introducción

Durante la década de 1990 la reforma del marco normativo de la actividad minera, llevada a cabo por los distintos países

de la región, aceleró la inserción de América Latina en el mapa mundial de inversiones mineras. El endurecimiento de las

reglamentaciones medioambientales en los países centrales, junto con el agotamiento de distintos yacimientos mineros y la

generalización de nuevas tecnologías de explotación, motorizaron el creciente interés por los recursos minerales de la región.

En este sentido, la búsqueda de nuevos territorios y de mejores tasas de rentabilidad por parte de las transnacionales del

sector motorizó los cambios normativos implementados por las distintas administraciones nacionales.

En ese marco, la particular confi guración sectorial en el ámbito local conllevó la apertura de diversos yacimientos en ex-

ploración y explotación de minerales metalíferos y, con ellos, el inicio -prácticamente- de una nueva rama de actividad en

el país. En el presente trabajo se pretende realizar una aproximación a la particular confi guración sectorial a través de una

caracterización de la estructura jurídica vigente; del análisis de su desempeño productivo y su relación con la evolución de la

cotización internacional de los commodities; y de un acercamiento al fenómeno de la renta minera con el objetivo de explicitar

la importancia que adquiere la misma en el marco de las ganancias extraordinarias registradas durante los últimos años por

las empresas transnacionales que explotan los principales yacimientos en actividad3.

Con tales fi nes, el trabajo se encuentra organizado en cuatro apartados. En la primera sección, con el objetivo de determinar

las nuevas condiciones normativas y regulatorias de la actividad, se realiza un análisis pormenorizado de la Ley de Inversiones

Mineras (Ley Nº 24.196), el Código de Minería y de la normativa relacionada. En la segunda, se analiza el desempeño pro-

ductivo del sector y su relación con el sendero evolutivo de la cotización internacional del oro y el cobre vis á vis la apertura

de nuevos emprendimientos. En tercer lugar, se propone una defi nición de renta minera y se analiza su distribución para los

casos de Minera Alumbrera (provincia de Catamarca) y Minera Argentina Gold S.A. (provincia de San Juan).

En el último apartado se realiza una aproximación a la rentabilidad empresaria del sector a partir del estudio de caso de Minera

Alumbrera y Minera Argentina Gold S.A. En esta clave se analiza también la importancia que adquiere la renta minera para la

obtención de las ganancias extraordinarias registradas por las empresas transnacionales que encabezan estos emprendimientos.

2. Características generales de la reforma del marco jurídico y regulatorio de la actividad minera introducida a comienzos de la década de 1990

Durante los primeros años de la década de 1990 se implementó en la Argentina una profunda reforma del marco normativo y

regulatorio de la actividad minera metalífera. Dentro del complejo entramado legal sancionado se destaca la ley de Inversiones

1 Los resultados de este trabajo se desprenden de un proyecto de investigación que estuvo coordinado por Daniel Azpiazu en el marco del Área de

Economía y Tecnología de la FLACSO. El estudio completo será publicado a través de la Editorial del Centro Cultural de la Cooperación Floreal Gorini.

2 Investigador del área de Economía y Tecnología de la FLACSO- Sede Argentina.

3 Quedan fuera del análisis que se presenta por lo menos dos dimensiones críticas de gran relevancia para alcanzar una visión integral de la problemática

citada. Por un lado, el enorme daño ambiental que genera la actividad, y, por otro lado, el impacto real de la misma en materia ocupacional.

6

Mineras (Nº 24.196)4, aprobada en abril de 1993. Como resultado de la sanción de esta norma, se instauró un nuevo régimen

de inversiones para la actividad minera metalífera, estableciendo, a su vez, la adhesión obligatoria a la misma por parte de las

provincias interesadas en fomentar el desarrollo de la actividad (artículo 4º).5 Para ello, la citada norma garantiza a los capitales

mineros la estabilidad fi scal para sus emprendimientos por un período de treinta años (Artículo 8º), estableciendo la carga impo-

sitiva sobre los proyectos mineros metalíferos por el plazo más amplio otorgado por los países de la región6.

Asimismo, en su artículo 12º, sanciona la posibilidad, para los capitales mineros, de deducir, en el balance impositivo del

impuesto a las ganancias, el 100 % de los montos invertidos en gastos de prospección, exploración, estudios especiales,

y demás trabajos destinados a determinar la factibilidad técnica-económica de los mismos. Adicionalmente, el artículo 13º

establece que las inversiones de capital realizadas para la ejecución de nuevos proyectos mineros o para la ampliación de los

mismos, gozan del régimen de amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias7.

En la misma línea que los artículos precedentes, el artículo 14º de la Ley Nº 24.196 señala que las utilidades provenientes

de los aportes de minas y de derechos mineros, como capital social, estarán exentas del Impuesto a las Ganancias. Entre

otras exenciones y/o subsidios indirectos (como por ejemplo, la exención del Impuesto sobre los Activos para quienes se

encuentren inscriptos en este régimen) se destaca -por la importancia para la actividad- la exención del pago de derechos a

la importación para bienes de capital, insumos o equipos utilizados (artículo 21º).

Este conjunto de ventajas fi scales fue reforzado por la Ley Nº 24.402 sancionada en diciembre de 1994. Esta norma instituye

un régimen de fi nanciamiento para el pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) para la actividad minera, el cual permite la

devolución anticipada de este tributo para aquellas empresas que hayan realizado inversiones en el marco de la Ley Nº 24.196.

El pago de regalías también es regulado por la Ley de Inversiones Mineras. En el artículo 22º de la citada norma se establece como

porcentaje máximo para el cobro de regalías, por parte de las provincias, el 3 % sobre el “valor boca mina”8 del mineral extraído.

A su vez, el papel de las provincias y su relación con la Nación queda plasmado en el Acuerdo Federal Minero suscripto el 6

de mayo de 1993 y consolidado por la aprobación de la Ley Nº 24.228. A través de este acuerdo el Estado Nacional reconoce

a las provincias, entre otras cosas, la facultad de otorgar concesiones mineras en su territorio (artículo 1º). En este sentido,

las provincias se comprometieron a homogeneizar los procedimientos mineros logrando lineamientos básicos comunes en

todo el país. Hacia el año 1994, la aprobación de la reforma constitucional dio lugar a la confi rmación, a través del artículo

124º, de la potestad de las provincias sobre el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio. De esta

manera, se avanzó en la asignación de un mayor protagonismo de los erarios provinciales en materia de administración de los

recursos y control de la actividad minera.

Por otro lado, es importante resaltar que el artículo 15º de la Ley de Inversiones Mineras establece la posibilidad, para las

empresas del sector, de capitalizar hasta el 50 % de las reservas minerales probadas9. Esta garantía se enmarca en la defi ni-

4 La Ley Nº 25.429 de mayo de 2001 modifi có la Ley Nº 24.196 de inversiones mineras, ampliando y actualizando el régimen de inversiones, los

alcances de la estabilidad fi scal, las inversiones, el evalúo de reservas, así como también la exención de los gravámenes. También incorpora al

Régimen de Inversiones a personas físicas y jurídicas o entidades prestadoras de servicios mineros y organismos públicos del sector (nacionales,

provinciales o municipales).

5 En su artículo 6, la Ley de Inversiones Mineras excluye de las condiciones establecidas por la misma a la actividad minera para la producción de

hidrocarburos, cementos, cerámicos, arena o canto rodado.

6 La Ley Nº 25.429 sancionada en mayo de 2001 extiende el período de estabilidad fi scal estableciendo que los emprendimientos mineros gozarán

de la misma por el término de treinta (30) años contados a partir de la fecha de presentación de su estudio de factibilidad (Prado, 2005).

7 Las inversiones se amortizan de la siguiente manera: el 60 % del monto total en el ejercicio fi scal en el que se produzca la habilitación respectiva,

y el 40 % restante en partes iguales en los dos años siguientes.

8 Se defi ne el valor boca mina de los minerales y/o metales declarados por el productor minero, como el valor obtenido en la primera etapa de

su comercialización, menos los costos directos y/u operativos necesarios para llevar el mineral de boca mina a dicha etapa, con excepción de los

gastos y/o costos directos o indirectos inherentes al proceso de extracción. Los costos a deducir son: los de transporte, de trituración y molienda, de

comercialización, administración, fundición y refi nación.

9 La ley 25.429 sancionada en mayo de 2001 determina que el saldo no capitalizado de las reservas probadas (50 %) constituirá una reserva de

avalúo. Establece a su vez que tanto la capitalización como la constitución de la reserva tendrán efectos contables exclusivamente, careciendo

por tanto de incidencia alguna a los efectos de la determinación del impuesto a las ganancias. La emisión y percepción de acciones liberadas

provenientes de esta capitalización, así como la modifi cación de los contratos sociales o de los estatutos, cualquiera fuera su naturaleza jurídica, en

la medida en que estén determinadas por la capitalización aludida, estarán exentas de todo impuesto nacional, incluido el de sellos.

Desempeño de la actividad minera metalífera en la Argentina.

Renta minera y distribución de los benefi cios

7



ción que el Código de Minería establece para la concesión legal de las minas metalíferas10. Emitido por primera vez en 1886,

y reordenado mediante el Decreto Nº 456 del año 1997, el Código de Minería rige los derechos, obligaciones y procedimientos

referentes a la adquisición, explotación y aprovechamiento de las sustancias minerales. En este sentido, mientras establece

la propiedad exclusiva del Estado sobre los yacimientos (artículo 1º), impone la prohibición de la explotación estatal de los

mismos (artículo 9º). Así, la actividad productiva en las minas se desarrolla a través del otorgamiento de una concesión legal

(artículo 10º) que, sin perjuicio del dominio originario, concede la propiedad particular sobre la misma, habilitando a los ca-

pitales a actuar como virtuales dueños del yacimiento (artículo 8º). Por otro lado, en sintonía con las reformas aplicadas, el

artículo 214º establece la exención impositiva, durante los primeros cinco años de concesión, para la propiedad de las minas,

sus productos, establecimientos, maquinaria, talleres y vehículos destinados al laboreo o explotación de la misma11.

Los ingentes benefi cios fi scales con los que cuenta la actividad minera metalífera sumados a los efectos de la devaluación de-

cretada en 2002, habilitaron la aplicación de un régimen de retenciones a las exportaciones mineras durante los primeros años

de 2000. En el marco de la crisis económica, en el año 2002 se sancionó Ley Nº 25.561 –de Emergencia Pública y Reforma del

Régimen cambiario– la cual habilita al Poder Ejecutivo a imponer derechos a la exportación de hidrocarburos y “otros recursos”

por el término de cinco años, facultad que en 2007 se prorroga por cinco años más por Ley Nº 26.217. Dicha norma es declarada

de orden público, por lo que “Ninguna persona puede alegar en su contra derechos irrevocablemente adquiridos” (artículo 19º). A

su vez, la Resolución Nº 11/2002 del Ministerio de Economía e Infraestructura, fi ja los porcentajes del derecho a la exportación

según tipo de mercadería: 10 % para, entre otras, el cobre y la plata, y el 5 % para, entre otras, el oro y el litio. Sin embargo, el al-

cance de esta resolución se extiende a la minería, de forma explícita, en el año 2007, por nota Nº 288/07 enviada conjuntamente

por la Secretaría de Comercio Interior y la Secretaría de Minería, y por nota Nº 130/07 de la Secretaría de Minería. A pesar de la

fuerte resistencia de las empresas del sector, este impuesto constituye en la actualidad una de las principales herramientas con

las que cuenta el Estado Nacional para lograr una participación en los benefi cios generados por la actividad minera.

A su vez, el Código de Minería distingue y establece las características de los permisos de exploración y los de explotación

minera. Los de exploración constituyen derechos exclusivos para los futuros permisos de explotación ligados a las áreas

exploradas, y pueden acceder a los mismos toda persona física o jurídica (artículo 25º). El canon establecido alcanza los 400

pesos por unidad y por única vez (artículo 215º), pudiendo acceder cada persona física o jurídica, como máximo, a 20 unidades

de 500 ha. Los permisos de explotación se conceden por un período de tiempo ilimitado (artículo 18º), mientras que el canon

establecido es anual y alcanza, para las minas metalíferas, los 80 pesos por unidad de pertenencia. Por otro lado, la concesión

de una mina habilita al concesionario a exigir la venta del terreno correspondiente (artículo 156º). En caso de que el terreno

sea privado, el concesionario deberá pagar la indemnización correspondiente, al tiempo que si es de propiedad estatal la

cesión se hará de manera gratuita (artículo 158º).

Finalmente, en relación al cuidado y preservación del medio ambiente, el Código de Minería establece un conjunto de re-

ferencias para el desarrollo de la producción minera metalífera. Entre otras cosas, exige la presentación antes del inicio de

cualquier actividad, de un Informe de Impacto Ambiental (Artículo 251º), al tiempo que habilita al concesionario a explotar

sus pertenencias libremente sin sujeción a otras reglas que las de su seguridad, policía y conservación del ambiente (Artículo

233º). En el marco de las generalidades planteadas respecto al cuidado medio ambiental, tanto en el Código de Minería como

en la legislación analizada12 no se registra referencia alguna a las condiciones específi cas para llevar a cabo el proceso de

10 El Código de Minería clasifi ca las minas por las sustancias minerales que contienen. Distingue tres tipos de minas: 1) Minas que contienen

sustancias metalíferas, combustibles o piedras preciosas, son propiedad exclusiva del Estado y su suelo es accesorio; 2) Minas que por su importancia

se conceden preferentemente al dueño del suelo, que contienen arenas y piedras preciosas encontradas en el lecho de ríos, aguas corrientes, etc.;

3) Minas que pertenecen únicamente al propietario y que nadie puede explotar sin su consentimiento, que contienen materiales de construcción y

ornamento, cuyo conjunto forma las canteras (artículos 2º,3º,4º,5º). En el primer caso que refi ere, entre otros, a los minerales metalíferos, las minas

sólo pueden explotarse en virtud de una concesión legal otorgada por la autoridad competente (artículo 10º).

11 La exención fi scal consagrada por este artículo alcanza a todo gravamen o impuesto, cualquiera fuere su denominación y ya sea nacional,

provincial o municipal, presente o futuro, aplicable a la explotación y a la comercialización de la producción minera. A su vez, el benefi cio establecido

comienza a correr a partir de la fecha de registro de la concesión. Por esta razón, la exención establecida afecta el período de realización de tareas

de exploración y construcción del establecimiento y, en menor medida, a las actividades de explotación.

12 En otras, la Ley General del Ambiente (Ley Nº 25.675), sancionada en 2002. La misma reforzó las condiciones establecidas por el Código de

Minería para el cuidado del medio ambiente. Por un lado, establece el ordenamiento ambiental del territorio nacional a partir de la creación del

Consejo Federal de Medio Ambiente (COFEMA) (artículo 9º), del Sistema Federal Ambiental (artículo 23º) y del Fondo de Compensación Ambiental

(artículo 34º). Por otro lado, sanciona la necesaria participación ciudadana en la evaluación y elaboración de los Informes de Impacto Ambiental (cuya

presentación previa es obligatoria para el desarrollo de la actividad minera metalífera) (artículo 21º). También adquiere relevancia el Régimen de

Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglaciar (Ley Nº 26.639), sancionado en septiembre de 2010. El citado

régimen introdujo nuevas condiciones ambientales para el desarrollo de la actividad minera en zonas de alta montaña.

8

cierre de mina13. Dicha ausencia no es menor teniendo en cuenta que el citado procedimiento implica la imposición de con-

diciones técnicas y fi nancieras específi cas a las empresas transnacionales vinculadas al cuidado del medioambiente tanto

durante el proceso de explotación como durante el denominado cierre de mina (Roberts, Viega y Peiter, 2000).

En síntesis, los lineamientos jurídicos y regulatorios relativos a la minería metalífera introducidos durante los primeros años

de la década de los noventa, no sólo apuntaron a modifi car drásticamente las condiciones para la inversión extranjera en el

sector. La reforma normativa afectó también, por un lado, la composición de la estructura estatal (tanto nacional como provin-

cial) relacionada con la actividad y, a su vez, otorgó mayor protagonismo a las administraciones provinciales, tanto en materia

de control como también en aquellas funciones relacionadas con la administración y explotación de los recursos. En este

sentido, y tal como se analizará más adelante, las principales provincias comprometidas con la actividad establecieron du-

rante los últimos años un conjunto de disposiciones normativas con el objetivo de profundizar los benefi cios impositivos para

las empresas del sector en detrimento de la participación de los erarios locales en los benefi cios generados por la actividad.

3. Comportamiento productivo del sector y evolución de los precios internacionales (1998-2010)

Hacia fi nes de 1990, la creciente importancia económica de la actividad minera metalífera en Argentina se explica en buena

medida por la sucesiva puesta en marcha de importantes proyectos en distintas regiones en el marco del analizado régimen

de promoción. En efecto, durante esos años irrumpe una primera oleada de emprendimientos entre los cuales se destacan,

por su envergadura productiva, Minera Alumbrera (1997) y Cerro Vanguardia (1998). A su vez, a partir de 2006 es posible

identifi car una segunda generación de proyectos, integrada por Minera Argentina Gold S.A. (2006), Minera Santa Cruz (2007),

Minas Argentinas (2009), Minera Triton Argentina (2009), y Minera Pirquitas (2010).

Las características operativas de los distintos emprendimientos inaugurados defi nieron el perfi l productivo de la actividad,

el cual exhibe una creciente especialización en la explotación de yacimientos de oro, cobre y, en menor medida, plata, cuya

producción se encuentra destinada íntegramente al mercado mundial14. Como resultado de esto, durante el período analizado

las ventas externas de oro y cobre componen casi exclusivamente las exportaciones del sector15.

Como puede observarse en el Gráfi co Nº 1, la trayectoria de la producción de estos dos metales presenta diferencias sus-

tantivas entre 1998-2005 y 2006-2010. Durante la primera etapa, la producción de cobre alcanzó, en promedio, las 170 mil

toneladas anuales. Sin embargo, se registra una trayectoria ligeramente volátil, destacándose, por un lado, los resultados

productivos del año 2000, los cuales presentan una contracción de un 19,9 % respecto de 1998; y, por otro lado, los valores

alcanzados en 2002, los cuales superaron en un 21,7 % la producción cuprífera del primer año de la serie presentada.

13 La única referencia, indirecta, al proceso de cierre de mina se encuentra en el artículo 23º de la Ley Nº 24.196. Allí se establece la creación de un

fondo preventivo para subsanar la alteración del medio ambiente como resultado de la actividad minera. Sin embargo, la fi jación del importe anual

de dicho fondo queda a criterio de cada empresa, considerándose como cargo deducible en la determinación del impuesto a las ganancias, hasta

una suma equivalente al cinco por ciento (5 %) de los costos operativos de extracción y benefi cio. Tal cual se encuentra planteada en la norma de

referencia, la creación del fondo de prevención funciona como una oportunidad adicional, para las empresas del sector, para sortear el más que

devaluado peso fi scal sobre la actividad.

14 En los últimos años, la inauguración de los proyectos Manantial Espejo (2009) y del proyecto Pirquitas (2010) otorgaron una relativa importancia a

la producción de plata. Sin embargo, hacia 2010, último año analizado, la producción de este mineral mantenía una participación menor en el valor

generado por la actividad. Posiblemente, la puesta en marcha, recientemente anunciada para el año 2013, del proyecto Navidad en la provincia de

Chubut otorgue mayor relevancia a las ventas externas de este mineral.

15 En efecto, en 1998 las exportaciones de cobre y oro explicaron el 90,2 % de las ventas externas de minerales metalíferos, las cuales alcanzaron

los 531 millones de dólares. Hasta el año 2005, las ventas cupríferas lideraron el comportamiento exportador del sector explicando, en promedio, el

70,8 % de las ventas externas totales. Sin embargo, como resultado de la paulatina puesta en marcha de la segunda generación de emprendimientos,

en el año 2010 las exportaciones de oro lideraron las ventas externas del sector alcanzando a explicar el 47,5 % de las mismas, en tanto las ventas

cupríferas explicaron el 36,1 % de los 4.231 millones de dólares exportados.



9



Gráfi co Nº 1 Argentina. Evolución de la producción de oro y cobre, 1998-2010 (índice base 1998=100)

Fuente: elaboración propia en base a información publicada por las empresas del sector.

En tanto, durante los primeros años de la segunda etapa, la producción de cobre presenta resultados uniformes. Sin embargo,

a partir de 2007 se observa una trayectoria productiva descendente, siendo la producción en 2010 un 16,2 % menor que la de

1998. En buena medida, la tendencia decreciente registrada durante los últimos años responde, por un lado, a la ausencia de

nuevos proyectos cupríferos, y, por otro lado, al estancamiento productivo del yacimiento explotado por Minera Alumbrera. En

promedio, durante esta segunda etapa la empresa alcanzó a producir 160 mil toneladas de cobre anuales, presentando una

leve disminución respecto a los valores alcanzados durante los primeros años de operación.

En cuanto a la producción de oro, si bien la misma presenta, entre 1998 y 2005, resultados dispares, es posible identifi car una

sucesiva contracción de la producción a partir de 2002. Como resultado de esta tendencia, en 2005 la producción aurífera fue

un 11,8 % menor a la obtenida por el sector en 1998.

En contraposición a la tendencia observada, durante la segunda etapa de referencia (2006-2010), la producción de oro exhibe

un crecimiento sostenido y escalonado. En buena medida como resultado de la incorporación de distintos proyectos auríferos

a lo largo de estos últimos años, la producción presentó en 2010 un incremento de 247 % respecto a los valores alcanzados

en 2005. En este sentido, la Argentina pasó de producir 806 mil onzas de oro en 2005 a 2,8 millones de onzas en 2010.

Las transformaciones registradas al interior del sector minero metalífero durante los últimos años y la envergadura produc-

tiva de la segunda generación de emprendimientos se encuentran directamente vinculadas al particular desempeño de la

cotización internacional del oro y el cobre, entre otros metales. Como puede observarse en el Gráfi co Nº 2, entre 1998 y 2000

la cotización internacional del oro y el cobre presenta valores relativamente homogéneos, de manera que la estabilidad del

precio internacional de estos metales acompañó los primeros años de operación de Minera Alumbrera y Cerro Vanguardia.

10

Gráfi co Nº 2 Evolución del precio internacional del oro y el cobre, 1998-2010 (índice base 1998=100)

Fuente: elaboración propia en base a información del Ministerio de Energía y Minería del Perú.

Sin embargo, a partir de 2001 la trayectoria de la cotización internacional de ambos minerales inició una tendencia de creci-

miento que se extiende hasta la actualidad de manera casi ininterrumpida. Si bien la recuperación del precio internacional se

presenta de manera evidente en ambos casos, resulta interesante detenerse en las particularidades de cada uno. En relación

al precio del oro, el mismo experimentó un sostenido e incesante aumento, cuyo resultado fue de 351,8 % en el período

2001-2010. En los últimos años, el contexto internacional y, en particular, la incertidumbre sobre el desenvolvimiento de la

economía norteamericana, el futuro del dólar y el desenlace de la crisis europea, traccionaron la demanda de este metal en

tanto reserva de valor. En sintonía con este tipo de demanda, hacia 2002 el sistema fi nanciero internacional incluyó al oro en

el grupo de commodities con fondos de inversión propios. Ligados al índice del precio internacional de este metal, la creciente

inversión en estos fondos disparó, junto con la demanda de monedas y barras, la cotización aurífera. A partir de allí, la in-

versión fi nanciera y el precio iniciaron juntos un sendero de crecimiento sostenido. En efecto, mientras que la demanda de la

industria joyera (concentrada básicamente en India) presentó una evolución decreciente durante la primera década del siglo

XXI y las necesidades de la industria tecnológica se mantuvieron relativamente estables, la demanda de oro para inversión

creció un 273,4 %, acompañando el histórico derrotero del precio internacional16.

Distinto es el caso del precio del cobre, cuyo empinado crecimiento, motorizado fundamentalmente por la creciente demanda

china17, alcanzó, en 2007, un incremento de 351,1 % respecto a los valores de 2001. Sin embargo, la cotización internacional

de este metal registra una caída de 27,7 % en el trienio 2007-2009, posiblemente relacionada con la contracción de la de-

manda, producto de la crisis internacional desatada en 2008. En 2010, la cotización del metal rojo retomó la tendencia de los

años previos. En efecto, alcanzó la cifra record de los 342,2 centavos de dólar por libra, presentando un incremento de 46,6 %

respecto de 2009, y un 356,3 % respecto de los valores de 1998.

Inevitablemente, la trayectoria del precio internacional de estos metales impactó de manera particular en el comportamiento

de la producción, las ventas y las utilidades de las principales empresas mineras asentadas en la Argentina. En este sentido,

resulta interesante analizar la trayectoria económica de algunas de las principales empresas mineras en el marco del régimen

de promoción analizado.

16 En base a información del Consejo Mundial del Oro (Ver: www.gold.org).

17 Entre 2002 y 2010 la demanda china de cobre pasó de 3,6 millones de toneladas a 9,3 millones de toneladas. De esta manera, su peso sobre la

demanda total de este mineral pasó del 27,9 % al 55,1 %, respectivamente (International Wrought Copper Council -IWCC-).



11



4. Aproximación a la renta minera y su distribución. El caso de Minera Alumbrera y Minera Argentina Gold S.A. (2005-2010).

El análisis de la distribución de los benefi cios generados por la explotación minera requiere previamente concretar un acer-

camiento a las características que asume el fenómeno de la renta minera en el desempeño económico de los distintos em-

prendimientos en actividad.

La explotación de los recursos naturales no renovables -como es el caso de los minerales metalíferos- implica, a diferencia

del común de las mercancías, la posibilidad (siempre buscada por los capitalistas) de obtener una retribución extraordinaria

en razón de que no son reproducibles, su cantidad es limitada y su calidad heterogénea. Esta retribución extraordinaria, la

renta, es aquella parte del producto de los recursos naturales que se paga al propietario por el uso de las energías originarias

de la naturaleza (Ricardo, 2007). Sin embargo, la renta existe sólo en la medida en que un sector de la sociedad se adueña de

un recurso natural limitado y no homogéneo y puede disponer de él de forma tal de obtener el máximo benefi cio (Marx, 2007).

En el caso de la minería, su magnitud está determinada por la diferencia entre el precio de producción (que incluye los costos

y la ganancia media del capital) en un yacimiento determinado y el precio de producción del yacimiento de peor calidad (con

más alto costo de producción) necesario para satisfacer la demanda y que, por lo tanto, determina el precio del producto.

Así, los productos mineros no se venden al precio medio de producción, sino al que exhibe el peor yacimiento o recurso en

explotación, siendo la diferencia entre éstos un tributo que “imponen” los poseedores del recurso al resto de la sociedad.

Es decir, como resultado de las características del yacimiento, del peso de las regalías y del sistema impositivo, cada explotación

minera presenta una particular confi guración de costos y benefi cios en función de la cual algunos emprendimientos obtienen dis-

tintas magnitudes de renta. En buena medida, los cambios operados en el mapa de inversiones a nivel mundial durante la década

de 1990 están relacionados con la búsqueda, por parte de las principales transnacionales mineras, de territorios más rentables.

La coincidencia de estos cambios con el sostenido incremento del precio internacional del oro y el cobre a comienzos del decenio

de 2000, favoreció la creciente incorporación de la Argentina al grupo de países productores de minerales metalíferos.

Ciertamente, con las reformas introducidas por el marco operativo sancionado, las empresas del sector recibieron fuertes incen-

tivos para ampliar o radicar sus inversiones en la Argentina. El establecimiento de un tope máximo para el cobro de las regalías

(provinciales), y la fuerte subvención fi scal a los costos de producción del sector formaron parte constitutiva de los cambios

legislados. En este sentido, se impusieron, por una doble vía, importantes límites a la participación del Estado en la renta minera.

A su vez, distintas provincias interesadas en fomentar la radicación de inversiones mineras establecieron exenciones fi scales espe-

cífi cas para la actividad. En el caso de la provincia de Catamarca, a principios de la década de 1980 se establecieron una serie de

benefi cios fi scales para el desarrollo de la actividad minera. Entre las normas sancionadas se destaca la ley de Promoción Minera

(Ley Nº 4.007) aún vigente. También adquiere relevancia en esta materia el Código Tributario de la provincia. El artículo 229º inc.30

del mismo exime a las empresas mineras del pago del impuesto al sello. En tanto, en el año 2001 la legislatura provincial sancionó

la Ley Nº 5022 que exime del pago del impuesto a los Ingresos Brutos a la actividad minera ligada al comercio exportador.

Por su parte, la provincia de San Juan sancionó, a través de la Ley Nº 4.771 de 1980, un régimen de exenciones impositi-

vas para las empresas mineras que desarrollan tareas de prospección, exploración o explotación minera. En tanto, en el

Código Tributario de esta provincia se establece la exención tanto del pago del impuesto a los Ingresos Brutos (Artículo

130º, inciso o), como también del pago del impuesto al sello (Artículo 203º, inciso i).

Con el objetivo de determinar las consecuencias de las reformas en materia de distribución de renta, a continuación se ana-

lizan las características que asume el fenómeno en el caso de Minera Alumbrera18 asentada en la provincia de Catamarca, y

de Minera Argentina Gold S.A.19 asentada en la provincia de San Juan. La elección de las mismas responde a que desde su

inauguración se posicionaron como las principales productoras del sector.

En base a las defi niciones precedentes, el estudio consiste en determinar, por un lado, el peso específi co del complejo

impositivo sobre la renta minera obtenida por cada emprendimiento. A su vez, entendiendo el cobro de regalías como una

retribución al Estado por la explotación privada de los recursos naturales no renovables, interesa determinar la participación

real que tiene la misma sobre la renta apropiada por las mineras transnacionales. De esta manera se podrá acceder también

a la participación lograda por las empresas sobre la renta obtenida.

18 Minera Alumbrera está compuesta por: Xstrata (50 %), Golcorp Inc. (37,5 %), YMAD (20 %) y Yamana Gold (12,5 %)

19 Subsidiaria de Barrick Gold.

12

En base a la información declarada por las empresas, la renta minera se desprende, a manera de proxy, de la diferencia entre

la facturación anual, los costos de producción20 (excepto los impositivos y las regalías) y la ganancia media del capital (calcu-

lada tomando como referencia la rentabilidad promedio alcanzada por la elite empresaria de la economía argentina)21. Sobre

este resultado se calcula la participación de las regalías y de los impuestos (apropiación pública de la renta)22. Esta diferen-

ciación se introduce con el único objetivo de identifi car los ingresos específi cos que reciben las provincias comprometidas

en concepto de regalías. Finalmente, del cálculo precedente se desprende la participación de la empresa productora sobre el

total de la renta (apropiación privada de la renta).

Los valores que asume, entre 2005 y 2009, la renta minera obtenida del yacimiento de cobre explotado por la empresa Minera

Alumbrera, se destacan por la magnitud de los recursos generados. En este sentido, la renta cuprífera en 2006 fue de 1.070

millones de dólares, presentando un incremento de 132 % respecto del año anterior. Si bien los valores alcanzados durante

los años subsiguientes no lograron igualar el desempeño operativo de 2006, presentan un comportamiento más que satisfac-

torio en términos de ingresos.

En relación a su distribución, en el Gráfi co Nº 3 se puede apreciar la destacada participación de la empresa sobre el total de

renta. En promedio, la apropiación privada de la renta alcanzó al 55,2 % de los recursos obtenidos durante el lustro analizado.

Por su parte, mientras el año 2005 presenta una apropiación privada del 67,9 %, en los años 2006 y 2009 resalta la magnitud

de los recursos capturados por la transnacional. En efecto, en 2006 con una participación del 54,3 %, Minera Alumbrera re-

gistró ingresos en concepto de renta por 581 millones de dólares. En tanto en 2009 la empresa obtuvo 508 millones de dólares

por este concepto, logrando una participación del 57,2 % sobre el total.

Gráfi co Nº 3Minera Alumbrera. Evolución de la renta cuprífera, y participación en la misma de la apropiación privada, la apropiación pública y las regalías, 2005-2009 (millones de dólares corrientes)

20 Además de los costos de operación y los salarios, las empresas mineras estudiadas incorporan dentro de los costos de producción la resultante

de la depreciación y amortización del capital. En este sentido, los criterios contables utilizados difi eren de aquellos aplicados comúnmente por las

empresas que operan en la Argentina.

21 Se trata del margen sobre ventas de las 200 fi rmas de mayor facturación anual que presentan la información de las ventas y las utilidades, según

los registros del Área de Economía y Tecnología de la FLACSO.

22 En todos los casos analizados, el total de impuestos se ajusta a lo declarado por las empresas productoras. Como resultado de esto a partir de

2008 se contemplan las retenciones a las exportaciones mineras.

Fuente: elaboración propia en base a información publicada por las empresas Goldcorp Inc. y Xstrata.



13



En el análisis propuesto, la participación del Estado sobre la renta minera se encuentra representada por el impacto del costo

fi scal (apropiación pública de la renta) y las regalías. En el primer caso, durante los años analizados el promedio de participa-

ción del complejo impositivo sobre el total de renta fue de 41,2 %. Sin embargo, en términos de recaudación se destacan el

año 2006 y 2007, durante los cuales el Estado capturó 435 millones de dólares y 470 millones de dólares, respectivamente.

Las regalías mineras son la herramienta específi ca a partir de la cual el titular de los recursos naturales, en este caso la

provincia de Catamarca, concretan su participación sobre la renta obtenida al explotar las riquezas naturales no renovables23.

En el caso de Minera Alumbrera, la participación del estado provincial por este concepto presenta un desempeño marginal.

En efecto, los ingresos por regalías mineras alcanzan, en promedio, el 3,5 % de la renta generada por la explotación de los

recursos cupríferos. El pico de recaudación se ubica en 2006, año en el cual la provincia percibió 54 millones de dólares,

capturando el 5 % del total.

Si bien, en un marco general, los valores que asume la renta minera en el caso del yacimiento cuprífero Bajo Alumbrera se

destacan por su magnitud, los términos operativos del sector, sancionados por la reforma normativa de mediados de 1990,

garantizan una particular distribución de estos benefi cios. La apropiación privada de la renta resulta claramente benefi ciada,

por sobre la participación del Estado. Como consecuencia, durante los años analizados la recaudación impositiva no alcanza

a igualar los benefi cios obtenidos por la empresa transnacional, en tanto la participación de la provincia, vía regalías, asume

un carácter claramente marginal.

Asentada en la provincia de San Juan, MAGSA inició sus operaciones en 2006 en el marco del proyecto aurífero de Veladero.

Los niveles de renta alcanzados por la actividad de este emprendimiento presentan a partir de 2007 un sostenido crecimiento.

En buena medida, el mismo se encuentra relacionado con la performance productiva de la empresa, caracterizada por cada

vez mayores niveles de producción de oro, y por la trayectoria ascendente del precio internacional del mismo. En este caso, la

apropiación privada de la renta, alcanzó niveles casi excluyentes respecto de la renta total. En efecto, mientras los ingresos

impositivos (apropiación pública) presentan, durante los años analizados, una participación promedio del 10,3 % y las regalías

del 7,3 %, la empresa absorbió el 82,3 % de la renta producida (Gráfi co N° 4).

Gráfi co Nº 4Minera Argentina Gold S.A. Evolución de la renta aurífera y participación sobre la misma de la apropiación privada, la apropiación pública y las regalías. 2006-2010. (millones de dólares corrientes)

23 Recuérdese que como resultado del más que generoso régimen de promoción provincial, los ingresos por regalías representan casi exclusivamente

el total de ingresos percibidos por la provincia de Catamarca. Los ingresos percibidos, a partir de 2007, por el gobierno provincial como resultado de

la participación de la empresa estatal YMAD en la sociedad que conforma Minera Alumbrera no son considerados en los cálculos que se presentan

ya que trascienden el análisis de las consecuencias económicas del marco regulatorio vigente.

Fuente: elaboración propia en base a información publicada por la empresa Barrick Gold.

14

Esta particular distribución de la renta minera se encuentra posiblemente relacionada con la importancia que adquieren los

benefi cios otorgados por el marco operativo sancionado durante los primeros años de 1990. A diferencia de Minera Alumbrera,

MAGSA pertenece a la segunda generación de emprendimientos, con lo cual lo establecido por el artículo 214º del Código de

Minería y la amortización de las inversiones (realizadas durante los primeros años de actividad con el objetivo de ampliar la es-

cala productiva del proyecto24), se encuentren entre los factores fundamentales que explican la escasa participación del complejo

impositivo sobre la renta. A su vez, al igual que en el caso de la provincia de Catamarca, la provincia de San Juan cuenta con un

conjunto de exenciones impositivas sancionadas específi camente para la actividad minera, que colabora en la reducción efectiva

del margen de participación del estado provincial en los benefi cios obtenidos por la explotación de los recursos mineros.

Los casos estudiados permiten aproximarse a las características que asume la distribución de la renta minera en el marco de

las reformas introducidas durante la década de 1990 y actualmente vigentes. La forma que adquiere la misma en el caso de

Minera Alumbrera ilustra claramente las limitaciones impuestas a la participación del Estado, tanto en términos de regalías

como en términos impositivos (nacionales y provinciales). Como resultado de esto, la apropiación privada de la renta adquiere

niveles de participación que muchas veces supera la apropiación pública de la misma, situación que se torna irreversible en

la medida en que la renta obtenida asume valores crecientes.

A diferencia de esto, en el caso de Minera Argentina Gold S.A., durante los primeros años de actividad la iniciativa privada

alcanzó una participación casi excluyente en la renta obtenida. Los crecientes niveles de producción del emprendimiento

repercutieron directamente en los ingresos de la empresa como resultado de los progresivos niveles de renta logrados. Si

bien la información analizada en este caso refi ere únicamente a la actividad de MAGSA, las características que asume la dis-

tribución de los benefi cios resume, de manera estilizada, la situación actual de los distintos emprendimientos pertenecientes

a la segunda generación.

Ahora bien, el análisis de la distribución de la renta minera da por supuesta una ganancia media para las empresas del sector.

Una aproximación a la tasa de ganancia obtenida por los distintos emprendimientos permitirá dimensionar la importancia

que adquiere la renta minera en la defi nición de la relación entre los costos y los benefi cios de las empresas involucradas.

5. Renta minera y tasa de ganancia. El caso de Minera Alumbrera y Minera Argentina Gold S.A. (2005-2010).

Para realizar el análisis de la renta minera se utilizó, como referencia para estimar la ganancia media del capital, la renta-

bilidad promedio de las empresas que conforman la elite empresaria en la economía argentina25. Teniendo en cuenta que la

mayoría de los emprendimientos mineros forman parte de la misma, la utilización de esta referencia está relacionada con la

intención de introducir estimaciones acordes con los resultados operativos del sector. A propósito de esto, resulta interesante

analizar la evolución de la tasa de ganancia promedio de este grupo de empresas durante los años estudiados.

24 Como consecuencia de las inversiones realizadas, en 2010 la producción de este emprendimiento duplicó los resultados obtenidos en 2009,

alcanzando a extraer 1,2 millones de onzas de oro.

25 El universo de la cúpula empresaria está conformado por las 200 fi rmas de mayor facturación anual que se desempeñan en los distintos sectores de

la actividad económica (con la excepción del fi nanciero y el agropecuario –salvo aquellas compañías que se dedican a la comercialización de granos-).

Las empresas mineras afi anzaron durante los últimos años su importante presencia dentro de la elite empresaria local. Un pormenorizado análisis de

los cambios operados durante la última década en la morfología de este selecto grupo de empresas puede encontrarse en Schorr, M; Manzanelli, P;

Basualdo, E. (2012).

Cuadro Nº 1 Argentina. Evolución de la tasa de ganancia sobre ventas de la cúpula empresaria*, 2005-2009 (en porcentajes y millones de dólares corrientes)

Año Cant.emp. Ventas Utilidades Rentabilidad Util/vtas2005 176 244.935 24.565 10,02006 189 314.297 32.113 10,22007 176 367.171 32.808 8,92008 170 450.005 30.848 6,92009 149 406.374 26.471 6,5

* Se trata de un subuniverso de las empresas de la elite empresaria, que se encuentra delimitado por las fi rmas de las que se tiene registro de ambas variables: ventas y utilidades.

Fuente: Área de Economía y Tecnología de la FLACSO



15



Como puede observarse en el Cuadro Nº 1 la tasa de ganancia obtenida por la cúpula empresaria presenta una tendencia

decreciente a partir de 2006. En efecto, la relación utilidades/ventas presenta en 2007 una diferencia negativa de 1,3 puntos

porcentuales respecto de los valores asumidos el año anterior. En tanto en 2008, a pesar del incremento relativo de las ven-

tas, las utilidades presentan un virtual estancamiento y, como resultado de esto, la tasa de ganancia de la cúpula empresaria

alcanzó el 6,9 %, presentando una contracción de 2 puntos porcentuales respecto del año anterior.

En el año 2009 la tasa de ganancia de las empresas líderes de la economía argentina fue de 6,5 %, 0,4 puntos porcentuales

más baja que la del año anterior. Sin embargo, a pesar de la contracción de la relación entre las utilidades y las ventas, la

cúpula empresaria mantuvo durante los años analizados niveles de rentabilidad muy superiores respecto a la media de la

economía argentina y a los benefi cios obtenidos por este selecto grupo de empresas durante la década de 1990.

En este marco, resulta interesante analizar el desempeño del sector minero y de los benefi cios obtenidos por algunas de

las empresas que lo conforman. Interesa en particular estudiar la trayectoria de las empresas anteriormente mencionadas.

En este sentido, si bien Minera Alumbrera desarrolla la explotación del yacimiento de Bajo Alumbrera en la provincia de

Catamarca desde 1998, el análisis de su desempeño económico se acota a los años coincidentes con las refl exiones prece-

dentes relacionadas con la distribución de la renta cuprífera.

Gráfi co Nº 5 Minera Alumbrera. Evolución de las ventas, las utilidades y la tasa de ganancia, 2005-2009. (millones de dólares corrientes y porcentajes)

Fuente: elaboración propia en base información publicada por la empresa Goldcorp Inc.

Como puede observarse en el Gráfi co Nº 5 la tasa de ganancia de Minera Alumbrera asume niveles extraordinarios de manera tal que, en promedio, las utilidades obtenidas por el Jonit Venture alcanzaron el 46,6 % de las ventas realizadas durante los años bajo estudio. Debido a las notables diferencias que en materia de rentabilidad presenta el desempeño de la transna-cional respecto a los valores alcanzados por la cúpula empresaria, se considera redundante el análisis comparativo de las mismas. Sin embargo, cabe preguntarse sobre los mecanismos o las razones que explican tan destacado desempeño. En este punto, asumen particular relevancia explicativa los niveles de apropiación de renta obtenidos por la empresa como resultado de las condiciones establecidas por el contexto operativo de privilegio.

Con utilidades de 403 millones de dólares, Minera Alumbrera alcanzó, hacia 2005, una tasa de ganancia del 47,5 %. Ese mismo año, la apropiación privada de la renta del yacimiento garantizó benefi cios a la transnacional minera por 313 millones de dólares. Un simple ejercicio matemático permite afi rmar entonces que el 78 % de las utilidades obtenidas por la empresa durante ese año encuentran su origen en la particular distribución de la renta cuprífera (Ver Gráfi co Nº 3).

Se desprende del análisis precedente la relación directa que existe entre las ganancias extraordinarias de la transnacional y los niveles de apropiación privada de la renta. En efecto, planteando un escenario hipotético en el cual el Estado absorbiera el 100 % de la renta del yacimiento, las utilidades de la empresa en 2005 alcanzarían los 90 millones de dólares. Como con-secuencia, la tasa de ganancia sería de un 10,6 %, situación en la cual los resultados obtenidos por la minera transnacional se ajustaría a la media obtenida por las principales empresas de la economía argentina.

16

Fuente: elaboración propia en base a información publicada por la empresa Barrick Gold.

Manteniendo los destacados niveles de rentabilidad, la evolución de la relación entre utilidades y ventas de Minera Alumbrera

presenta un comportamiento relativamente disímil en los años subsiguientes. Sin embargo, la centralidad de la renta en la

defi nición de las ganancias extraordinarias de la empresa se mantuvo inalterada. Hacia 2006 las utilidades de la empresa

treparon a los 780 millones de dólares en tanto la tasa de ganancia alcanzó el 53,5 % de las ventas. A su vez, la apropiación

privada de la renta fue por 581 millones de dólares (ver Gráfi co Nº 3), explicando el 75 % de las utilidades. En el marco del

escenario hipotético en el cual el Estado absorbe el 100 % de la renta cuprífera, las utilidades de la empresa hubieran alcan-

zado en 2006 los 199 millones de dólares, garantizando una tasa de ganancia de 18,5 % (nivel muy superior a la obtenida por

la cúpula empresaria, ver Cuadro Nº 5).

Los años 2007 y 2008 presentan niveles de rentabilidad relativamente inferiores a los analizados, 37,5 % y 44,6 % respecti-

vamente. Sin embargo, la centralidad de la renta en la defi nición de las utilidades se mantuvo intacta, aunque con algunas

diferencias (explicó el 69 % y el 79 % de las utilidades, respectivamente). Si Minera Alumbrera no contara con el benefi cio

extraordinario de la renta cuprífera, su tasa de ganancia hubiera alcanzado en 2007 el 18,6 % y en 2008 el 14,5 %.

Hacia el 2009 las utilidades fueron de 624 millones de dólares, presentando una tasa de ganancia de 49,7 %. Ese mismo año

la renta cuprífera garantizó a la empresa ingresos por 509 millones de dólares, explicando el 82 % de las utilidades. En este

sentido, y continuando con la lógica de análisis precedente, si el total de los benefi cios de la renta cuprífera se mantuviera

en manos del Estado, las utilidades de Minera Alumbrera hubieran alcanzado los 115 millones de dólares garantizando a la

empresa una tasa de ganancia del 9,1 % (recuérdese que para ese año las empresas líderes de la economía argentina obtu-

vieron una tasa de ganancia promedio de 6,5 %, ver Cuadro Nº 5).

La trayectoria económica de Minera Alumbrera sorprende, de alguna manera, tanto por los niveles de rentabilidad alcanzados

como también por la trascendencia que adquiere la renta minera al momento de explicar las formidables ganancias obtenidas.

Sin embargo, como resultado directo de las reformas al marco operativo sancionadas durante los primeros años de la década

de 1990, el singular esquema de distribución de costos y benefi cios favorece al conjunto de los emprendimientos en actividad.

De alguna manera, el desempeño de Minera Argentina Gold S.A. se utiliza en este análisis tanto como referencia de la se-

gunda generación de emprendimientos como también por el hecho de que se ha posicionado como el principal productor de

oro del país y como uno de las explotaciones mineras de mayor envergadura.

Propiedad de la canadiense Barrick Gold, la empresa presenta, a partir de 2007, tasas de rentabilidad crecientes. Sin embar-

go, el año 2006 presentó resultados operativos extraordinarios para la transnacional minera: ese año las utilidades fueron de

195 millones de dólares y alcanzaron el 60,4 % de las ventas realizadas.

Gráfi co Nº 6 Minera Argentina Gold S.A. Evolución de las ventas, las utilidades y la tasa de ganancia, 2006-2010. (millones de dólares corrientes y porcentajes)



17



En el año 2007 se registró una contracción importante de las distintas variables analizadas. Mientras que las utilidades fueron

de 75 millones de dólares, la tasa de ganancia fue del 25,8 %. Sin embargo, la tendencia registrada en los años subsiguientes

presenta un empinado crecimiento tanto de las utilidades como de las ventas y la rentabilidad empresaria.

En efecto, en 2008 la tasa de ganancia fue del 28,9 % en tanto las utilidades ascendieron a los 135 millones de dólares, el

60 % de las cuales se explica como resultado de los ingresos generados por la renta aurífera (ver Gráfi co Nº 4). Continuando

con la tendencia ascendente, al año siguiente la rentabilidad obtenida alcanzó a explicar el 43,4 % de las ventas, siendo las

utilidades de 261 millones de dólares. Ese año, el 80 % de los benefi cios obtenidos por la empresa se explican por la apropia-

ción privada de la renta que alcanzó los 209 millones de dólares.

Junto con la trayectoria del precio internacional del oro, el fenomenal desempeño productivo de MAGSA en el año 2010 arrojó

resultados económicos extraordinarios para la transnacional. Por un lado, las utilidades treparon a 971 millones de dólares y

como resultado de esto, la tasa de ganancia fue del 70,5 %. Por otro lado, y como factor explicativo fundamental del nivel de

los benefi cios obtenidos, la renta minera apropiada por la empresa alcanzó los 837 millones de dólares, es decir el 86 % de

las utilidades obtenidas.

Resulta interesante mencionar que, al igual que en el caso de Minera Alumbrera, los benefi cios obtenidos por la transnacional

minera en el escenario imaginario en el cual el Estado concentraría el 100 % de la renta minera, mantendrían niveles consi-

derablemente superiores a los alcanzados por la principales empresas que operan en la Argentina. De esta manera, la tasa

de ganancia promedio sería del 10,8 %, siendo la del año 2007 la más alta con una rentabilidad del 13,1 % y la de 2009, la

más baja con una rentabilidad del 9 %.

6. Consideraciones fi nales

Las condiciones establecidas por la reforma del marco normativo y regulatorio de la minería metalífera durante los primeros

años de 1990, motorizaron la apertura de diversos yacimientos en exploración y explotación a la vez que garantizaron inigua-

lables condiciones de operación a los capitales transnacionales. La estabilidad fi scal (por 30 años); la exención impositiva

para la importación de bienes de capital, insumos, y equipos; el establecimiento de un régimen de amortización tanto para las

inversiones en exploración, como para las de capital destinadas a nuevos proyectos o a la ampliación de la capacidad produc-

tiva; y el establecimiento de un máximo de 3 % (sobre el valor boca mina) para el cobro de regalías, entre otras, terminaron

de componer las garantías para la obtención de ganancias extraordinarias por parte de las transnacionales mineras. En tanto,

la provincialización del dominio originario de los recursos naturales se ubicó como uno de los pilares centrales del programa

de reforma implementado.

Por otro lado, la trayectoria de los casos analizados permite resaltar como antecedente común los intentos, coincidentes con

las políticas neoliberales iniciadas por la última dictadura cívico militar, por fomentar la expansión de la actividad minera

durante los años ochenta. En este sentido, la voluntad por introducir cambios signifi cativos en la dinámica del sector minero

y en las condiciones de regulación, participación y control estatal, fue retomada de manera contundente y con mayor organi-

cidad y profundidad durante los años noventa tanto por la administración central como por los erarios locales. En el caso de

la provincia de Catamarca y la provincia de San Juan la reforma de las condiciones de operación profundizó el esquema de

exenciones impositivas fomentado por el Estado Nacional.

En este marco, hacia fi nes de la década de 1990, se verifi ca una creciente importancia económica de la actividad minera me-

talífera en la Argentina, motorizada por la sucesiva puesta en marcha de importantes proyectos. La histórica trayectoria de los

precios internacionales de los commodities acompañó, a partir del año 2001, el sostenido crecimiento de la actividad poten-

ciando las ventas realizadas y las utilidades obtenidas por las principales mineras transnacionales asentadas en la Argentina.

El análisis realizado en función de la trayectoria económica de Minera Alumbrera y Minera Argentina Gold S.A., si bien no

refi ere al desempeño del sector en su conjunto, ofrece algunas claves sobre las características operativas que establece el

marco normativo vigente. Tanto las exageradas exenciones impositivas como la subvención estatal de la inversión realizada

por las empresas, limitan notablemente el margen de participación pública en la renta obtenida por la explotación de los

recursos no renovables. Combinada con los distintos regímenes de promoción impulsados por las provincias, esta situación

garantiza a las empresas transnacionales una inigualable posición de privilegio. En efecto, en el caso del yacimiento aurífero

explotado por Minera Argentina Gold S.A., mientras los ingresos impositivos (apropiación pública) presentan, durante los

años analizados, una participación promedio del 10,3 % y las regalías del 7,3 %, la empresa absorbió el 82,3 % de la renta

obtenida. En tanto, Minera Alumbrera absorbió, durante el período analizado, el 55,2 % de la renta obtenida, mientras que el

18

promedio de participación del complejo impositivo (apropiación pública) sobre el total de renta fue de 41,2 %, y los ingresos

por regalías mineras alcanzan, en promedio, el 3,5 % de la renta generada por la explotación de los recursos cupríferos.

Los resultados obtenidos por las transnacionales mineras muestran a las claras las consecuencias económicas concretas del

decidido impulso a la actividad en el marco operativo vigente. En este sentido, el complejo entramado normativo garantiza,

a nivel sectorial, una escasa participación del Estado sobre la renta obtenida vis á vis las ganancias extraordinarias de las

transnacionales mineras asentadas en la Argentina. En buena medida, la particular distribución de la renta minera emerge así

como el principal elemento explicativo de los formidables benefi cios obtenidos por las empresas del sector. Si las intenciones

fueran revertir la situación actual, el margen de acción es amplio. Sobre todo teniendo en cuenta que en el caso hipotético

en que el Estado se apropiara del 100 % de la renta generada, las ganancias obtenidas por las distintas empresas del sector

igualarían, en el peor de los casos, la rentabilidad de las principales empresas de la economía argentina.

La reforma del marco normativo se presenta entonces como un elemento central de las tareas pendientes en la materia.

Desafío que no se diluye con la profundización del esquema vigente a partir de una mayor participación, a través de empresas

públicas, de los estados provinciales en los proyectos mineros liderados por el capital extranjero. A su vez, la incorporación

de la actividad minera a la dinámica económica local aparece como otro de los desafíos ineludibles, el cual difícilmente se

pueda concretar en sociedad con las empresas mineras transnacionales, las cuales presentan una lógica de acumulación

que trasciende las fronteras nacionales. En este marco resulta imprescindible el fomento y el respeto de la participación

ciudadana en los procedimientos de evaluación de impacto ambiental (establecida por el artículo 21º de la Ley Nº 25.675) y la

implementación por parte del Estado Nacional de dispositivos efectivos de control ambiental.

Bibliografía

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19



Subexploración y sobreexplotación:

la lógica de acumulación del sector

hidrocarburífero en Argentina

Mariano A. Barrera*

1. Introducción

La crítica situación actual del sector energético nacional tiene su origen en la performance del mercado hidrocarburífero

argentino como consecuencia de las políticas implementadas desde hace dos décadas basadas en la eliminación de la inter-

vención del Estado y la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). Luego del quiebre en el patrón de acumulación

generado por el gobierno de facto y la supresión de las políticas tendientes a diversifi car la matriz energética dependiente de

los hidrocarburos, la consolidación del “modelo neoliberal” en los noventa redundó en el predominio del mercado por sobre

las demás instituciones. La conjunción de hidrocarburos abundantes y “baratos” —medido en moneda local— como el gas

natural, la emergencia de nuevas tecnologías más efi cientes en la producción de energía con este insumo y las inversiones de

corto plazo realizadas por el capital privado, profundizaron el predominio de la matriz energética basada en dichas fuentes. De

esta manera, se relegaron obras de infraestructura esenciales para menguar la dependencia de los combustibles fósiles, tales

como la construcción de centrales hidráulicas y nucleares, dado que el sector privado no estaba dispuesto a comprometer

capital para recuperarlo a largo plazo.

Veinte años después, con una marcada dependencia del petróleo y, principalmente, del gas natural para la generación de

energía, el mercado hidrocarburífero se encuentra en una situación crítica. La extracción de crudo desde 1998 descendió un

28 % mientras que la de gas natural, luego de alcanzar su nivel máximo en 2004, cayó un 10 % hasta 2010. Por su parte, en

este último año las reservas de hidrocarburos fueron un 8 % y 57 %, respectivamente, inferiores a las de 1988 (año previo

al inicio de las reformas de mercado). Dada la dependencia señalada respecto de estos hidrocarburos, y el persistente cre-

cimiento de la economía, las compras externas de combustibles se incrementaron fuertemente hasta alcanzar el máximo en

2011 con una importación de 9.397 millones de dólares, lo que generó en ese año un défi cit de la balanza energética de casi

3 mil millones de dólares. En el mediano plazo, la estructura del mercado hidrocarburífero heredada de la década de 1990

y continuada (a pesar de algunas leves modifi caciones) atenta contra la sustentabilidad del “modelo económico”, tanto por

el impacto negativo que tiene sobre la balanza comercial, como por el deterioro en materia fi scal (como consecuencia de la

implementación de subsidios para no transferir los precios internacionales al mercado doméstico).

En este sentido, el presente artículo tiene por objetivo analizar, desde una perspectiva de largo plazo, cuáles son las causas

que explican la caída de las reservas y de la extracción de gas natural y petróleo, elemento sustancial para comprender el de-

terioro de los demás indicadores ligados al complejo. A su vez, luego de exponer dicha perspectiva se proponen ciertas alter-

nativas que podrían contribuir a retomar el crecimiento del sector y a conformar una estructura energética autosustentable.

2. Antecedentes y legados críticos

A mediados de la década de 1960 comenzó a emerger en los análisis sectoriales la necesidad de iniciar un proceso de

diversifi cación de la matriz energética fuertemente dependiente de los hidrocarburos, en aquel entonces, principalmente

del petróleo. En este escenario, durante el tercer gobierno peronista (1973-1976), retomando la masa crítica acumulada en

ese período y en años anteriores, se diseñó una propuesta energética que focalizaba las inversiones en la reducción de la

dependencia del petróleo. De este modo, en el Plan Trienal para la Reconstrucción y la Liberación Nacional —una propuesta

* Becario del Conicet y del Área de Economía y Tecnología de la FLACSO-Sede Argentina. Colaborador de CIFRA.

20

relativamente integral que otorgaba al Estado un lugar central en la planifi cación del desarrollo nacional—, entre otras pro-

puestas económicas, realizaba una serie de proyecciones que centraban parte de los recursos en propiciar una activa política

de fomento a las energías renovables.

En este sentido, en la sección destinada al estudio del sector energético se sostenía: “En la Argentina existe una estructura

de consumo totalmente inversa a la estructura del potencial y [se encuentra] agravada [por] el desaprovechamiento del recur-

so renovable. Ante un 38 % de reservas hidroeléctricas su aprovechamiento actual es menor que el 2 %, mientras que para

un 20 % de recursos de gas y petróleo, su utilización es de un 90 %”; y concluía: “La utilización de los recursos naturales no

guarda relación con las reservas de los mismos, observándose una fuerte distorsión en cuanto al excesivo uso de petróleo

para generación eléctrica y el desaprovechamiento de los recursos hidroeléctricos” (Poder Ejecutivo Nacional, 1973b: 11).

Como se señaló, la propuesta energética tenía como fundamento modifi car la estructura vigente y por tal motivo se presen-

taba un conjunto de proyecciones hasta 1987 tendientes a incrementar la potencia energética instalada a partir de recursos

renovables y abundantes. En tal escenario, se proponía una modifi cación progresiva al incrementar fuertemente la partici-

pación de la energía producida a partir de fuentes diferentes al petróleo. En efecto, mientras que entre 1973 y 1985 el alza

proyectada para la energía hidroeléctrica giraba en torno del 27 % anual acumulativo (muy por encima del crecimiento espe-

rado del total de energía, 7,5 %); el acrecentamiento del gas natural y petróleo se estimaba en el orden del 5 % anual; en lo

relativo al carbón y a otros combustibles vegetales, se planifi caba un aumento del 10 % anual. Por su parte, se estimaba que

en ese lapso la energía nuclear —que hasta entonces no existía como fuente energética— representaría un 3 % de la matriz.

Si se hubieran cumplido las proyecciones del Plan Trienal, hacia 1985 la producción primaria de energía hubiera estado com-

puesta por un 71 % de gas natural y petróleo (reduciendo 19 puntos porcentuales la participación de 1973), 9 % de carbón (7

puntos por encima), 2 % otros combustibles vegetales (-4 puntos), 15 % hidráulica (13 puntos de incremento) y 3 % nuclear.

Para alcanzar esta confi guración de la matriz, se había proyectado un nivel de inversión en generación de energía eléctrica,

entre 1973 y 1987, cercano a los 5.300 millones de dólares de 1973 (alrededor de 26.000 millones de dólares de 2011), con

una marcada concentración en la hidroelectricidad, en tanto que destinaba el 77 % del total de la inversión a la construcción

de represas, el 17 % a centrales nucleares y el 5 % restante a la producción por medio de petróleo, gas natural y sus deriva-

dos (Poder Ejecutivo Nacional, 1973b).

El golpe de Estado de marzo de 1976 marcó un quiebre en diversos órdenes de la sociedad argentina. En materia de política

económica, reconfi guró el sentido de la intervención estatal, estableciendo su funcionalidad hacia el capital más concen-

trado, a través de, entre otras medidas, las implementación de “privatizaciones periféricas”1, relegando la planifi cación

estratégica. En cuanto al sector energético, la dictadura postergó las grandes obras de infraestructura y propició una mayor

injerencia del sector privado en las inversiones, de manera que un puñado de empresas (la denominada “patria contratista”)

comenzó a invertir en uno de los principales sectores generadores de renta: los hidrocarburos2.

Conforme esto, transfi rió treinta áreas en producción a un acotado número de empresas, a partir de lo cual la petrolera estatal

debió comprarles un crudo que había descubierto, a un valor alrededor de cuatro veces mayor al de sus costos, con la con-

secuente transferencia de renta al sector privado y el deterioro en sus estados contables. Entre las principales benefi ciarias

de esta política se encontraron Pérez Companc —que incrementó de dos a diez áreas en las que extraían hidrocarburos—,

Bridas —la cual pasó de dos a siete— y Astra —que de operar un área lo hizo en cinco—. En este sentido, estas zonas

transferidas pasaron a ser explotadas por un núcleo selecto de fi rmas, en tanto que Pérez Companc participaba en el 30,3 %

de dichas áreas, mientras que Bridas lo hizo en el 21,2 %, Astra en el 15,2 % y Techint en el 12,1 % (Barrera, 2011). Asimismo,

estas fi rmas (incluido el grupo Macri, entre otras) incrementaron sus benefi cios en calidad de proveedores “cautivos” de las

empresas públicas, entre ellas YPF.

1 Se alude a la transferencia de actividades de las empresas públicas al sector privado para que éste las explote a través de contratos de obras y

servicios, aunque continuaran siendo propiedad del Estado.

2 Dos situaciones pueden ejemplifi car lo mencionado: primero, la construcción de la represa hidroeléctrica binacional Yaciretá-Apipé, que en 1973

se había planifi cado su puesta en funcionamiento para 1980, terminó inaugurándose fi nalmente en 1994, y se logró alcanzar la altura prevista (cota

83) en 2011. La segunda está vinculada al mercado de hidrocarburos. Allí el gobierno de facto potenció el accionar del capital privado que operaba

como contratista en tanto que consideraba que YPF no estaba en condiciones de explotar esos yacimientos, en base a las declaraciones del entonces

ministro de Economía, José Alfredo Martínez de Hoz (1976).

Subexploración y sobreexplotación: la lógica de acumulación

del sector hidrocarburífero en Argentina

21



Vista en retrospectiva, la política del gobierno tendió a dinamizar o acrecentar las ganancias y el poder del capital privado,

en detrimento de la petrolera estatal. De esta manera, la imposibilidad de privatizarla —ya sea por las hipótesis de confl icto

que se barajaban, por la masa crítica existente a favor del dominio estatal o porque a las fi rmas que operaban les era más

conveniente absorber la renta de YPF S.E. que generar inversiones de riesgo— se tradujo en una articulación de medidas que

minaron las bases de sustentación de la empresa y potenciaron el accionar del capital privado, elemento que condicionó el

margen de maniobra del gobierno radical de Raúl Alfonsín.

Bajo esta última administración, la situación energética en su conjunto conservó el esquema trazado por la dictadura como

consecuencia de que no supo —o no procuró— revertir el entramado económico social conformado durante ese período.

En este sentido, a pesar de la maduración de la construcción de ciertas centrales hidroeléctricas, persistió la dependencia

de los hidrocarburos como fuente de energía primaria, con mayor implicancia del gas natural dado que desde la década de

1960 se había proyectado el aumento de su participación, el cual cobró un impulso mayor con el descubrimiento de YPF

en 1977 del mega yacimiento Loma de la Lata, en Neuquén. Tal como se observa en el Cuadro N° 1, desde 1970, con una

participación de los hidrocarburos en torno del 90 %, se aprecia un marcado incremento en la injerencia del gas natural

en detrimento del petróleo.

Cuadro Nº 1 Evolución de la producción de energía primaria, 1970-2010 (en Ktep* y porcentaje)

1970 1980 1990 2000 2010Ktep % Ktep % Ktep % Ktep % Ktep %

Gas natural 6.778 22,8 11.966 28,6 18.514 37,5 35.113 42,9 38.482 48,9Petróleo 20.177 67,9 25.281 60,4 24.741 50,1 39.530 48,3 31.274 39,7Energía hidráulica 167 0,6 1.628 3,9 1.950 4,0 3.100 3,8 3.576 4,5Nuclear 0 0,0 837 2,0 2.252 4,6 1.775 2,2 1.507 1,9Otros primarios 2.599 8,7 2.131 5,1 1.885 3,8 2.391 2,9 3.907 5,0Total producción 29.721 100,0 41.843 100,0 49.342 100,0 81.909 100,0 78.746 100,0*Kilotoneladas equivalentes de petróleo.

Fuente: Elaboración propia en base a información de la Secretaría de Energía de la Nación.

3. Las transformaciones de la década de 1990

La crisis económica que se manifestó con la hiperinfl ación de 1989 generó un marcado condicionamiento al nuevo gobierno

por parte del establishment local e internacional para ejecutar las reformas estructurales que las fracciones acreedoras

externas y los organismos multilaterales de crédito reclamaban desde hacía algunos años. En este sentido, la privatización

de las empresas del Estado y la desregulación de los diversos mercados ingresaron en la agenda pública —sin grandes difi -

cultades— como una “cuestión socialmente problematizada”3.

Durante el primer año de gobierno, Carlos Menem sancionó tres normas clave (Decretos N° 1.055, 1.212 y 1589, todos de

1989) para el posterior desarrollo del mercado hidrocarburífero, que entre otras medidas posibilitaron:

• Eliminar la intervención del Estado en el sector al suprimir la mesa de crudos (por medio de la cual se asignaban las

cuotas de petróleo que se procesaría en cada refi nería) y establecer la libertad de precios, en un mercado altamente

concentrado;

• Iniciar el proceso de concesión de áreas de interés secundario (aquellas que desde 1988 YPF no explotaba o que tu-

vieran un volumen de extracción diaria inferior a 200m3), de las áreas centrales y la reconversión de los contratos en

concesiones de explotación con libre disponibilidad del crudo extraído4.

3 La noción de “cuestión” alude a la emergencia de ciertos asuntos, entendidos como necesidades o demandas de determinados sectores de la

sociedad (grupos, clases o fracciones de clase, o, eventualmente, individuos), que son postulados para ser incorporados en el interior de la agenda

de problemas que la sociedad (o ciertos grupos o fracciones sociales) problematiza (Oszlak y O‘Donnell, 1982).

4 De las 147 áreas que se adjudicaron al capital privado por medio de concesiones, entre los principales benefi ciados se encuentran los mismos

grupos favorecidos durante la dictadura y el gobierno de Alfonsín: Pérez Companc, Techint, Astra, Pluspetrol y Bridas, los cuales pasaron a tener

injerencia en el 55 % de las áreas concedidas (Barrera, 2011).

22

• Otorgar libertad para disponer del crudo extraído y del 70 % de las divisas obtenidas de la comercialización local o

internacional del petróleo5;

• Suprimir la restricción para importar o exportar petróleo crudo y sus derivados;

• Licuar los límites precisos que fi jaba la Ley N° 17.319 a la titularidad de permisos de exploración o concesiones de

explotación según la cual una persona física o jurídica no podía ser simultáneamente titular de más de cinco permisos

o concesiones, ya sea directa o indirectamente. Esto posibilitó que mientras las adquisiciones se realizaran con dis-

tinta composición, estarían facultados para sortear las restricciones previas y, en este sentido, una empresa o persona

física podría adquirir más de 5 permisos de exploración o concesiones de explotación.

Desde la percepción del gobierno la “desregulación” del mercado y la privatización de la principal empresa estatal6 permiti-

rían la concurrencia de capitales al sector que, en competencia, generarían “crecimiento de la producción de hidrocarburos,

incremento de las reservas del país y equitativa participación en la distribución de la renta petrolera que se genera desde

todos los sectores que contribuyen a su formación” (Decreto N° 1.212/89). En esta línea se manifestaba el entonces presi-

dente Menem: “Nos propusimos un objetivo ambicioso pero que consideramos imprescindible: desmontar la densa maraña

de regulaciones que impedía el libre juego de la oferta y la demanda en materia petrolera y de gas, impidiendo el aporte de

este recurso a la misión del crecimiento” (Menem, 1991: 148).

Estas medidas se dieron en el marco de un “modelo privatizador” que implicó la transferencia al sector privado de la casi

totalidad de los activos estatales, sin considerar el rol estratégico que pudieran cumplir dentro del entramado productivo na-

cional. Éstas abarcaron no sólo al mercado de hidrocarburos sino al sector energético en su conjunto, dado que se enajenaron

las represas —con excepción de las binacionales Salto Grande y Yaciretá-Apipé—, se concesionaron las áreas de petróleo

y gas natural y se vendió —entre otros activos estratégicos— la principal fi rma del país y bastión del desarrollo hidrocarbu-

rífero doméstico, YPF (1993). Desde la perspectiva ofi cial, la libre voluntad de actores privados maximizadores de ganancias

individuales en competencia propiciaría un funcionamiento más efi ciente y sustentable del sector, a partir del ingreso al país

de inversiones de riesgo que potenciarían la dinámica del mercado. Sin embargo, el análisis de las principales estadísticas

permite cuestionar esta premisa, dado que un acotado número de empresas adquirieron una serie de activos estratégicos

que les permitió integrarse en la cadena de producción y controlar no sólo el sector hidrocarburífero —las primeras ocho

empresas concentraron hasta la actualidad más del 85 % y del 91 % de la extracción de petróleo y gas natural, respectiva-

mente— sino también el energético.

4. El desempeño del mercado “desregulado”: inversiones de corto plazo

La ausencia de la planifi cación estatal implicó, por un lado, una proliferación de inversiones de corto plazo por parte

del capital privado que le permitió obtener un rápido retorno del capital hundido y, por el otro, la cancelación de nuevas

obras de infraestructura vinculadas a las represas hidroeléctricas y a las centrales nucleares (como la detención de la

construcción de Atucha II) que hubieran permitido la diversifi cación de la estructura energética, lo que convergió en la

consolidación de una matriz dependiente de los hidrocarburos. Mientras que en 1990 el 88 % de la producción primaria de

energía correspondía al gas natural y al petróleo, diez años después este guarismo había crecido tres puntos porcentuales

al arribar al 91 % (Cuadro N° 1).

En lo sustancial, esta consolidación fue posible por una serie de factores que coadyuvaron en dicha resolución: en primer

lugar, la eliminación de la regulación estatal que permitió una marcada explotación de los recursos y su posterior exporta-

5 El gobierno de Cristina Fernández por medio del Decreto N° 1.722/11, derogó esta medida y restableció la obligatoriedad, a las empresas

petroleras y mineras, de ingresar y negociar en el mercado de cambios la totalidad de las divisas provenientes de sus operaciones de exportación.

Sobre esta medida existió un antecedente que no tuvo efectos concretos. En diciembre de 2001, en el fi nal de la convertibilidad, el gobierno de

Fernando de la Rúa emitió el Decreto N° 1.606/01 que obligaba a liquidar en el mercado de cambios local, las divisas provenientes de la exportación

de diversos productos; no obstante, Eduardo Duhalde por medio del Decreto N° 2.703/02, presionado por las petroleras (principalmente YPF) y con

una sentencia judicial que las amparaba, retrotrajo la situación a lo previsto por el Decreto N° 1.589/89.

6 El propio Presidente de la Nación, respecto de la venta del capital social de YPF, expresaba: “Se trata fundamentalmente de una decisión política

profundamente democrática, en la que el Estado renuncia a tendencias hegemónicas y paternalistas, y a la convivencia y sostenimiento de los

intereses minoritarios que se benefi cian en aquella realidad, para que la iniciativa privada pueda asumir un rol protagónico en el quehacer económico.

Y lo hace [el gobierno] confi ando en que, actuando en mercados libres y competitivos, las decisiones de millones de usuarios y consumidores —y la

preocupación de los agentes que buscan obtener una lícita ganancia por el capital que arriesgan— tendrán más racionalidad que las tomadas por

un puñado de burócratas” (Menem, 1993: 24).



23



ción (desde 1997 en el caso del gas natural), sin tener la obligación de reponer las reservas extraídas; en segundo lugar, la

emergencia a mediados de la década de 1990 de las centrales eléctricas de ciclo combinado que, por una parte, poseen

rendimientos mayores que las demás formas térmicas de producción de energía (turbogas, turbovapor y diesel) y, por la otra,

tienen bajos costos de instalación y una maduración de la inversión relativamente más corta, comparada con las demás

fuentes de generación de energía. A valores internacionales de 2009, el costo por KW instalado considerando las usinas

de ciclo combinado era de entre 900 y 1.200 dólares, mientras que el de la energía nuclear oscilaba entre los 3.300 y 4.000

dólares, la hidroeléctrica se encontraba en derredor de los 4.000 y 7.000 dólares y la solar fotovoltaica entre 7.000 y 10.000

dólares el KW instalado7 (Barreiro, 2009). En tercer lugar, el combustible que utilizan (gas natural) era abundante y de bajo

costo en Argentina en el momento en que se instalaron8, lo que permitía abastecerlas con costos menores a los que poseían

las usinas eléctricas existentes. Finalmente, esta consolidación fue posible porque el año anterior al inicio de las reformas,

existían reservas de gas natural por 34 años (Cuadro N° 2), descubiertas en su gran mayoría por YPF S.E., lo que permitió que

se centrara la casi totalidad de la inversión en generación eléctrica en dicho combustible, sin mayores inversiones. Conforme

esto, el crecimiento de la generación de electricidad entre 1989 y 2003 se explica en un 85 % (73 % si se considera hasta

2010) por las centrales térmicas de ciclo combinado.

Relacionado con esto, se observa que desde fundamentalmente 1989, la ausencia del Estado en materia de política de de-

sarrollo energético implicó la transferencia de la capacidad de planifi cación y regulación al oligopolio petrolero energético lo

que contribuyó, por un lado, a la consolidación de inversiones de corto plazo ya que los altos costos de instalación de las re-

presas hidráulicas atentaban contra el rápido recupero de la inversión y, por el otro, a la conformación del oligopolio petrolero

y energético, en tanto que a través de los procesos de integración vertical los mismos actores comenzaron a participar en los

distintos segmentos de la cadena de valor (Azpiazu, 2003; Kozulj y Bravo, 1993). Un claro ejemplo del mencionado proceso de

integración vertical es el de Petrobras, empresa que adquirió los activos del grupo local Pérez Companc.

Cuadro Nº 2 Principales indicadores de la actividad de exploración y extracción de petróleo en Argentina, 1988-2010

1988 1995 2000 2005 2010

Gas natural

Extracción de gas natural (en millones de m3)Reservas de gas natural (en millones de m3)Horizonte de reservas de gas natural (en años)Pozos efectivos de extracción de gas natural (cantidad)Productividad pozos gas natural (en miles de m3 diarios)Participación de las primeras 8 primeras empresas (%)1

22.734773.016

34,0331

188,2s/d

30.505619.295

20,3630

132,791,1

45.135777.608

17,2933

132,588,7

51.573428.362

8,31.307108,1

94,3

47.097331.881

7,01.942*

68,3*92,1

Petróleo

Extracción de petróleo (en miles de m3)Reservas de petróleo (en miles de m3)Horizonte de reservas de petróleo (en años)Pozos efectivos de extracción de petróleo (cantidad)Productividad pozos gas natural (en m3 diarios)Participación de las primeras 8 primeras empresas (%)2

26.123362.470

13,99.722

7,496,3

41.844379.401

9,112.544

9,187,7

44.939472.781

10,514.436

8,589,8

38.632313.454

8,118.018

5,991,0

35.268334.110

9,521.289*

4,6*85,3

MixtoPozos terminados de extracción de petróleo y gas natural (cantidad)Pozos terminados de exploración (cantidad)Relación extracción/exploración (cantidad)

7091036,9

1.4201658,6

79950

16,0

1.03262

16,6

1.14526

44,01 En 1988 YPF concentraba el 80,8 % de la extracción de forma directa y 19,0 % a través de los contratistas. En 2010 las primeras 9 fueron: Total Austral; Repsol YPF; Pan American; Petrobras; Pluspetrol; Petrolera LF; Tecpetrol y Apache.

2 En 1988 YPF producía el 65,2 % de la explotación por administración y 32,6 % de forma indirecta por medio de los contratistas. En 2010 las primeras 8 fueron: Repsol YPF; Pan American; Chevron; Petrobras; Occidental Exploration; Petro Andina; Tecpetrol; Total Austral.

*Los datos corresponden a 2009 ya que no fueron publicados los de 2010.

Fuente: Elaboración propia en base a estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación y al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).

7 Si bien el costo por KW instalado es mayor que en los demás sistemas de generación, el costo unitario térmico es gratuito (ya que el “combustible”

es el sol, al igual que en la energía eólica —cuya instalación rondó los 2.000 dólares el KW—), frente a costos de entre 4 U$S (gas natural) y 18 U$S

(fuel oil) el millón de BTU para la generación térmica (Barreiro, 2009).

8 El precio entre 1993 y 1997 osciló entre los 35 y 46 dólares los mil m3 según la información de la Secretaría de Energía, mientras en Estados Unidos

se comercializaba, en igual período, entre 47 y 115 dólares los mil m3, en base a los datos de la Energy Information Administration.

24

En efecto, en el sector hidrocarburífero —el cual impacta directamente en la matriz primaria y secundaria energética, por ser

la fuente principal— la petrolera brasilera tiene una participación del 7 % y 10 % de la extracción de crudo y gas natural del

país, respectivamente; controla de forma indirecta el gasoducto Transportadora de Gas del Sur S.A. (que abastece el 60 % del

consumo doméstico), y de manera directa Oleoductos del Valle S.A. (el cual traslada el 33 % del crudo nacional); dispone, a

su vez, del 5 % de la destilación del crudo nacional con sus participaciones en las refi nerías Dr. Ricardo Eliçabe y Refi nor; y,

fi nalmente, tiene injerencia en la comercialización de combustibles a través de las diversas estaciones de servicio de su pro-

piedad. Por su parte, la empresa también opera en el mercado de generación de energía, primero, por medio del control total

de las fi rmas Petrobras Electricidad Argentina, Central Termoeléctrica Genelba e Hidroeléctrica Pichi Picun Leufú; y, segundo,

por la participación indirecta en las centrales de ciclo combinado Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica

Manuel Belgrano S.A.. Asimismo, interviene en la comercialización internacional de petróleo y energía a través del control de

la compañía World Energy Business S.A. y de los segmentos de transporte, distribución y comercialización de energía produc-

to de su participación en Enecor (Energía de Corrientes) y en Edesur (en el área metropolitana) (Barrera, 2011). Como señaló

correctamente Daniel Azpiazu, la concentración y centralización del capital en este sector “cobra suma relevancia porque

(…) los precios —desregulados; en rigor, regulados por el oligopolio petrolero— del crudo, de los combustibles líquidos y

del gas en ‘boca de pozo’ asumen un papel decisivo en la determinación de las tarifas fi nales del gas natural y de la energía

eléctrica” (Azpiazu, 2003: 168).

A partir de la articulación entre la consolidación de la matriz energética dependiente del petróleo y el gas natural y la elimi-

nación de la intervención del Estado durante los 90 en el sector energético, en general, e hidrocarburífero, en particular, el

estudio de la dinámica de este último sector es trascendental para analizar el funcionamiento del complejo en su totalidad.

En este sentido, dada la fuerte dependencia respecto de los combustibles fósiles en la provisión de energía al conjunto de la

economía, el análisis del funcionamiento de dicho mercado permite comprender el estado actual del sector y avizorar las posi-

bles “salidas” ante el crítico estado, en función de establecer una estructura de funcionamiento sustentable en el largo plazo.

5. Las consecuencias “no deseadas” de la “desregulación” del sector primario

Si bien el discurso ofi cial sostenía que, como consecuencia de la ausencia de regulación de un Estado “inefi ciente”, el in-

cremento de la competencia generaría un marcado crecimiento de la inversión de riesgo tanto en el plano de las reservas

como en el de los volúmenes de extracción, en base al Cuadro N° 2, se puede cuestionar que ese haya sido el resultado. Al

considerar el gas natural, se aprecia un marcado incremento de la explotación hasta 2005, a una tasa anual del 5 %, con un

posterior descenso hasta 2010. No obstante, al observar las reservas, la situación es considerablemente distinta. Luego del

inicio de las reformas se percibe una caída considerable para luego posicionarse en 2000 un 0,6 % por encima de 1988. Luego

de esa fecha, las reservas descendieron un 57,3 % hasta 2010. Esto ocasionó que el horizonte de reservas cayera de 34 a 7

años, poniendo al límite el abastecimiento futuro.

En lo relativo al segmento petróleo la tendencia es relativamente similar: los volúmenes de explotación entre 1988 y 2000

alcanzaron un incremento anual acumulativo del 4,6 % (habiendo obtenido el máximo de extracción en 1998 con 49,2 millones

de m3), y luego de esa fecha comenzó un descenso considerable hasta caer un 22 % entre 2000 y 2010. Al centrar la atención

en las reservas de crudo, la tendencia es semejante. En una primera instancia (1988-2000) se observa un importante auge

en torno del 30 %, para luego descender un 29 % entre 2000 y 2010, lo que generó una caída en su horizonte de 14 años en

1988 a 9,5 en la actualidad.

Es necesario resaltar que la caída registrada desde fi nales de la década del noventa y principios de la pasada tanto de las

reservas como de la extracción de hidrocarburos, impacta en el conjunto del sistema energético por la participación que po-

seen en la matriz energética (89 % en 2010): ya sea a través del gas natural en red de los hogares, comercios o industrias; el

consumo de derivados por parte del parque automotor o de las usinas térmicas que producen energía eléctrica, entre otros.

Según los últimos datos publicados de 2010 en lo relativo a generación eléctrica, se puede apreciar que el 63,4 % correspon-

de a combustibles fósiles, mientras que las represas hidroeléctricas y las centrales nucleares explican el 36,6 % restante9

(30,1 % y 6,5 % respectivamente). De este modo, por el rol trascendental que tienen los hidrocarburos, deviene indispensable

discutir en torno de las causas que explican la mala performance del sector.

9 La generación eléctrica por medio de turbinas eólicas signifi ca el 0,02 % del total de la energía producida, mientras que la solar es aún menor.



25



En recientes publicaciones realizadas por los ex secretarios de Energía de la Nación (Apud y otros, 2009; Apud y otros, 2011a;

Apud y otros, 2011b; Apud y otros, 2011c), la explicación respecto de la insufi ciente dinámica del sector apunta a las políticas

públicas aplicadas durante la última década que desestimularon la inversión de riesgo10. En este sentido, sostienen que la

razón principal que explica el descenso en los niveles de reservas y explotación responde a la caída de los pozos de explora-

ción acontecidos durante el último decenio, producto de políticas de desincentivo: “La caída de la producción no es casual;

y nuestra opinión es que tiene causas en la baja de la actividad exploratoria que se ha producido en la última década y que

la actual administración no han logrado ni diagnosticar ni revertir. Nunca Argentina ha explorado tan poco como durante las

presidencias de Néstor y Cristina Kirchner” (Apud y otros, 2011a: 3). Para validar sus afi rmaciones presentan estimaciones

sobre los promedios por década de los pozos de exploración terminados. De este modo, se puede apreciar que entre 1980 y

1989 (con una actividad regulada por YPF y respaldada por un marco normativo afín) en Argentina el número de pozos anual

era, en promedio, de 102,6, mientras que entre 1990-1999 el guarismo alcanzaba los 98,9, para fi nalizar en el último decenio

(2000-2009) con apenas 48,4.

Si bien en términos generales la información es correcta11, el modo de presentarla les permite validar algo que, en rigor, no

es exactamente así. Como se puede percibir en el Gráfi co N° 1, luego del inicio de las reformas (1989) en los primeros dos

años la cantidad de pozos de exploración se mantuvieron estables (aunque en una menor proporción los realizados por YPF),

alcanzando el nivel más bajo en 1992 (en el marco del debate y posterior sanción en el Congreso de la Ley de privatización

de YPF, N° 24.145). En el trienio posterior se observa un repunte de las inversiones en exploración, alentadas por la enaje-

nación de la petrolera estatal y la consolidación de la desregulación del mercado y la concesión de 147 áreas en su mayoría

en producción y pasibles de ser exploradas. Luego del “fervor” inicial, desde 1996 se inició un proceso de reversión de esta

tendencia motivada, en gran medida, por la marcada caída de los niveles de exploración de la ex petrolera estatal: de 89

pozos que había realizado en 1995, al año siguiente el número era 40.

Gráfi co Nº 1 Evolución de los pozos de exploración terminados de petróleo y gas natural en Argentina, 1988-2010 (en cantidad)

10 Al respecto, los autores sostienen: “La disminución de la producción en un contexto regional donde la mayoría de los países latinoamericanos

la aumenta tiene como causal directa la caída de las reservas que se ha dado en nuestro país en los últimos años y que el gobierno nacional ha

agravado. La disminución de las reservas está asociada a la falta de inversión de riesgo; y la insufi ciente inversión de riesgo, a la falta de una política

pública adecuada” (Apud y otros, 2011c: 3).

11 Según la información recabada de la Secretaría de Energía y del IAPG, los promedio por década calculados son 117,4; 95,7 y 45,6 pozos,

respectivamente.

Fuente: Elaboración propia en base a la Secretaría de Energía y al IAPG.

26

Como fi gura en sus balances, los directivos de la “nueva compañía” centraron los esfuerzos en reducir los “costos” (YPF, 1995)

e invertir en las actividades que permitieron incrementar las utilidades de la fi rma en desmedro de aquellas que presentaban

alto riesgo —necesarias para ampliar las reservas de hidrocarburos—, con el fi n de “asegurar el éxito de YPF y más ganan-

cias para [sus] accionistas” (YPF, 1996: 6).

En un mercado como el argentino, en el que la petrolera estatal era la “dinamizadora” del sector, el repliegue de sus inver-siones generó la contracción de la actividad en su conjunto12, dado que el capital privado no asumió dicha iniciativa. En el Gráfi co N° 1 se aprecia que con el importante descenso de la cantidad de pozos terminados por YPF S.A. luego de 1995, el mercado perdió el rendimiento que poseía al conseguir niveles marcadamente bajos en el trienio 1998-2000. En efecto, luego de alcanzar el cenit en 1995 con 165 pozos de exploración terminados, en 1998 descendió a 63 y al año siguiente a 30 (con apenas 9 realizados por YPF S.A.). Durante la última década, luego de la exigua cantidad de pozos desarrollados entre 2001 y 2004 (29 en promedio), en el último quinquenio se duplicó la cantidad al arribar a una media de 58 (indudablemente, muy por debajo del promedio de 117 de la década de 1980). En rigor, esta información expresa, por un lado, que si bien es cierto que durante los años transcurridos en el último decenio la cantidad de pozos de exploración fue inferior a la de los períodos previos, los descensos en los niveles de inversión comenzaron en 1996 y se intensifi caron desde 1998, por lo que no parece que se debiera únicamente a las modifi caciones en las “reglas del juego” del período en que gobernaron Néstor Kirchner y Cristina Fernández, sino a un problema de índole estructural. Por el otro, esta situación pone de manifi esto que la denomina-da “desregulación” y el proclamado incremento de la “competencia”, no redundaron, como se sostenía, en un considerable

aumento de la inversión de riesgo, con el consecuente acrecentamiento de las reservas.

6. Análisis de la performance sectorial: reservas, extracción y rentabilidad

En base a la información del Cuadro N° 2, las reservas de gas natural, luego de una inicial caída13, iniciaron un proceso de crecimiento hasta alcanzar el máximo en 2000. Este incremento responde, además del “sinceramiento” de reservas luego del proceso de concesión de áreas, al inicial aumento de los pozos de exploración. Asimismo, y fundamentalmente, corresponde al mejoramiento en el proceso de gerenciamiento de reservorios y el acrecentamiento del factor de recuperación de las re-servas debido a que el proceso de apertura de los noventa habilitó el ingreso de mejores tecnologías14 . Indudablemente, la posterior caída de los pozos de exploración, sumada a la imposibilidad de incrementar el factor de recuperación, redundó en el consecuente descenso de los recursos certifi cados que implicó una merma del 57,3 % entre 2000 y 2010. La situación del petróleo, como se señaló, es similar y responde a los mismos factores que la de gas natural. En efecto, si bien se observa un crecimiento mayor durante los primeros años (motivado por el incremento del factor de recuperación y por el “sinceramiento” señalado), entre 2000 y 2010 las reservas decayeron un 29,3 % (Cuadro N° 2). Esto se explica, principalmente, por la escasa inversión de riesgo realizada por los actores que dominaron la actividad que, contrariamente a lo que se sostenía que iba a suceder, no dinamizaron el sector.

En la actualidad, dentro de la superfi cie sedimentaria del país, existen 24 cuencas prospectables de las cuales 5 son pro-ductivas, que fueron descubiertas por YPF cuando era de propiedad estatal, lo que pone de manifi esto que en 20 años de operación privada del sector no se incorporó ni una cuenca nueva a la producción. Estas cuencas que ocupan 1.845.000 km2, pueden dividirse en áreas de: “bajo riesgo”, asociadas a zonas en exploración que están siendo explotadas actualmente a través de concesiones, y cuyos yacimientos tienen un grado alto de madurez; “mediano riesgo” ubicadas en zonas periféricas a las áreas en extracción y de los que se dispone de cierta información geológica; “alto riesgo” que se encuentran en cuencas productivas pero con escaso antecedente de explotación y sobre las cuales se posee poca información; y las de “muy alto riesgo” o “de frontera” sobre las que no existe información geológica. Conforme esta división, vale resaltar que las áreas de “bajo riesgo” representan el 3 % del total de la superfi cie sedimentada, mientras que las de “mediano riesgo” ocupan el 6 % y las que poseen potencial exploratorio, es decir, “alto o muy alto riesgo” explican el 91 % restante (23 % y 68 % respectiva-mente) (Vicente, 2003; Barreiro, 2006).

12 Vale señalar que en base a la información de sus balances, en el período 1980-1989 la empresa invirtió en exploración el 3,1 % de sus ingresos

por ventas, mientras que para el decenio siguiente (1990-1999), la participación había descendido al 2,7 %, y en la década pasada este guarismo

había caído a 1,4 %.

13 Asociada a la revaluación realizada por Gaffney, Cline & Associates antes de iniciar el proceso de concesión, que signifi có una reducción del 28,7

% y 27,9 % en petróleo y gas natural, respectivamente. En los años posteriores el “sinceramiento” de las reservas permitió retomar los niveles

previos a 1989.

14 Como sostiene Mirta Galacho: “El Gerenciamiento de Reservorios tiene como objetivo incrementar las reservas por incremento del factor de

recuperación de los recursos. El aumento de los coefi cientes de recuperación implicará, en algunos casos, aplicar nuevas tecnologías de explotación.

Sin embargo en muchos casos sólo con aplicar más efi cientemente las mismas tecnologías, se aumentarán sustancialmente esos factores. (…) Cada

incremento del 1 % en el factor de recuperación incorporará aproximadamente 55 millones de m3 de petróleo” (Galacho, 1992: 22).



27



Según sostiene Oscar Vicente (2003), ex presidente de la petrolera Pérez Companc, sobre la Cuenca Neuquina, dentro del área de “bajo riesgo” que representan el 3 % del total de la superfi cie sedimentaria del país, la extensión de las zonas efectivas de explotación es aún menor a ese porcentaje. De este modo, a pesar de que hay distintas posturas respecto del potencial geológico del país dado que existen quienes sostienen que no son “particularmente atractivas” (Petrotecnia, 2003; Nastri, 2004) mientras otros señalan que hay un “potencial exploratorio interesante” o que “sobran áreas en donde explorar” (Schmale, 2005; Petrotecnia, 2005; Cruz, 2005; Lesta, 2006; Barreiro, 2006), indudablemente, el territorio todavía se encuentra inexplorado ya que las empresas centraron sus inversiones en las 5 cuencas que YPF había descubierto15 cuando era de propiedad estatal.

Lo que pone de manifi esto esta situación es que la fuerte caída de reservas de hidrocarburos desde 1999 en petróleo y 2000 en gas natural responde a que luego del proceso de “desregulación” del mercado y enajenación de la petrolera estatal, las fi rmas centraron su actividad en las áreas descubiertas por YPF S.E. y relegaron las de mediano, alto y muy alto riesgo, nece-sarias para que el país incorpore nuevamente volúmenes importantes de reservas de hidrocarburos16 . Esto se puede observar al analizar la cantidad de reservas incorporadas entre 1990 y 2004 en campos descubiertos antes de 1990 y luego de ese año. Según la información suministrada por Carlos Enrique Cruz (2005), jefe del grupo de evaluación de riesgo y reservas de Pluspetrol S.A., el crecimiento de reservas en el período señalado, para el caso del petróleo, responde en un 76 % a recursos certifi cados en campos descubiertos antes de 1990, esto es, las áreas de “bajo riesgo” desarrollados por YPF; mientras que las áreas descubiertas luego de esa fecha aportaron el 24 % restante. En gas natural la situación es similar dado que el 63 % responde a áreas de “bajo riesgo”. En este sentido, el geólogo es contundente:

“Considero que el incremento notable de reservas que se dio en los ’90, en general, se debió a la aplicación de

nuevos desarrollos tecnológicos, mejora del factor de recuperación y optimización en el manejo de reservorios.

(…) Esto se puede ver claramente en estas curvas de evolución de reservas de los últimos quince años, donde la

adición de reservas por descubrimientos de nuevos campos no impacta de la misma manera que la incorporación

sobre campos ya descubiertos. Fue la utilización de tecnología y la mejora en el factor de recuperación lo que

atemperó y destaco, atemperó, la caída de reservas” (Cruz, 2005: 14).

La articulación de la información de los pozos de exploración con esta última declaración, permite sostener que el inicial incremento de reservas hasta fi nales de la década de 1990 no se debió a fuertes inversiones de riesgo como se sostenía que sucedería sino, principalmente, a aportes de nueva tecnología y reordenamiento del “gerenciamiento” de los campos. La posibilidad de alcanzar la “frontera tecnológica” posibilitó maximizar la producción de los yacimientos que, combinada con escasa inversión de riesgo (por la reducción de costos), permitió obtener ganancias extraordinarias. Esta falta de incorpo-ración de “nuevo” petróleo y gas natural —dado que se explora en las cuencas históricas de YPF— y el fuerte incremento de la extracción (Gráfi co N° 2), generaron el actual agotamiento o “maduración” de los yacimientos. La estrategia aplicada por el “oligopolio petrolero energético” consistió en la sobreexplotación de los yacimientos junto con su subexploración, con el objetivo de maximizar el lucro privado (contrapuesto, y en este caso se observa con claridad, al benefi cio social). Esto se puede observar, al analizar la relación de pozos terminados de exploración por cada uno de explotación, que se presenta en el Cuadro N° 2. En efecto, mientras que durante 1988 por cada pozo terminado destinado a la búsqueda de nuevas reservas de ambos hidrocarburos había 6,9 dedicados a la extracción, luego de las reformas la correlación era de 8,6 en 1995; 16,0 en 2000, hasta alcanzar el máximo de la serie en 2010 con 44 pozos terminados de explotación por cada uno de exploración17.

En parte, esto se enlaza con la “commoditización” del recurso estratégico que se aprecia en el coefi ciente de exportación18 que tuvo un marcado incremento de 2,6 % en 1989 a 41,4 % en 1996, para luego estabilizarse en torno del 35 % hasta 2002. Luego de ese año, si bien descendió hasta el 9 % en 2008, en la actualidad se ubica en el 15 %. Vale resaltar que en el período 1989-2010 se exportaron 7 años de consumo doméstico de petróleo medido en valores de 2009, el 70 % de este crudo fue vendido, en promedio, a 20 dólares el barril, cuando en la actualidad se ubica en 100 dólares y la oferta actual no alcanza para satisfacer la demanda.

15 Esto en gran medida fue posible ya que en el proceso de fragmentación de la petrolera estatal, previo a su privatización, el sector privado accedió

a concesiones de exploración principalmente en áreas de escaso riesgo, quedando desiertas las licitaciones del “Plan Argentina”, ubicadas en zonas

de alto o muy alto riesgo (Barrera, 2011).

16 Un dato de no menor importancia es que el mega yacimiento de gas natural Loma la Lata que contiene el 14 % de las reservas y del que se extrae

el 13 % del gas natural del país, fue descubierto por YPF S.E. en 1977 luego de que empresas extranjeras exploraron en la zona sin éxito alguno. Esto

demuestra, por un lado, que no es real la mayor “efi ciencia” del sector privado, pero por otro, que el hecho de que no se estén descubriendo reservas

nuevas de considerable importancia no quiere decir que sea porque no existen más recursos económicamente viables en el país (considerando,

además, que el sector privado no realiza inversiones de riesgo) (Hechem, 2010).

17 Vale aclarar que 2010 es un caso excepcional debido a la muy baja cantidad de pozos de exploración, aunque similar a la de 2003 y 2004. Si se

considera la relación de 2001 a 2010, la cantidad de pozos desciende a 24,4.

18 Medido como la relación (en m3) entre las ventas al exterior y el volumen de crudo extraído.

28

En base a la información del Gráfi co N° 2, se puede observar que el incremento de los pozos de explotación señalados, se

corresponde con un marcado aumento de la extracción de crudo que alcanzó su punto máximo en 1998, con 49,2 millones

de m3 —producto de la incorporación de nueva tecnología y de pozos que YPF había relegado hacia fi nales de la década de

198019—. No obstante, luego de esa fecha, se inició un proceso de declive de la producción que signifi có que entre ese año y

2010 descendiera un 28 %. En 2003, en el marco de la disputa entre las petroleras y el gobierno por el cobro de derechos de

exportación luego de la devaluación de la moneda local20, Oscar Vicente escribió:

“La producción, que creció desde unos 28 MMm3 en 1990 y alcanzó un pico máximo en 1998 con más de

49 MMm3, comenzó a caer por efecto del derrumbe de los precios internacionales y se mantiene, aún hoy, en

valores declinantes, apenas superiores a los 44 MMm3 en 2002. Si analizamos la evolución de la producción y

las reservas de petróleo durante la última década, vemos que ambas han crecido signifi cativamente, salvo por el

estancamiento en la producción en 1998 y la disminución en 1999, por un efecto externo como fue la caída de los

precios internacionales” (Vicente, 2003: 9).

Si bien es real que el precio de 1998 fue el menor en la serie histórica presentada, al año siguiente los valores se habían

recuperado (20 % por encima de 1992) y eran muy cercanos al promedio de la convertibilidad (18,4 dólares por barril), por lo

que no parece que el motivo de la caída de los niveles de explotación tuviera relación directa con los precios. Asimismo, tal

como se puede apreciar en el Gráfi co N° 2, el precio medio interno en dólares en la posconvertibilidad, si bien es inferior al

internacional (derechos de exportación mediante), duplica la media del período 1989-2001 (con un precio en 2010 que es 2,7

veces superior al del promedio de dicho interregno)21.

Gráfi co Nº 2 Evolución de la extracción de crudo y la participación de las exportaciones, precio local y productividad por pozo, 1989-2010

19 El gobierno radical de Raúl Alfonsín implementó el Plan Huergo que, dada la necesidad de generar fuertes y acelerados incrementos en la

extracción, consistía, entre otras cuestiones, en concentrar las inversiones de YPF en las zonas centrales y marginales más productivas, en detrimento

de las secundarias con menores rendimientos, lo que signifi có que gran cantidad de áreas pasaran a la inactividad.

20 Con la Ley de Emergencia Económica y Reforma del Régimen Cambiario N° 25.561 sancionada en 2002, se habilitó el cobro de derechos de

exportación a los hidrocarburos por el plazo de 5 años (prorrogados hasta la actualidad). Con el Decreto N° 310/02 se fi jó, en cuanto al petróleo,

un arancel a la exportación del 20 %. A los dos años, por medio de la Resolución N° 337/04 se estableció un nuevo valor del 25 % en la alícuota,

el cual fue modifi cado por la Resolución N° 532/04 que fi jó diferentes valores conforme el precio del barril fuera subiendo (en caso de que el barril

fuera igual o superior a los 45 dólares, el derecho de exportación se establecería en el 45 %, como valor máximo). Finalmente, en 2007 a través de

la Resolución N° 394, se estableció una alícuota móvil en función de un valor de referencia (que en petróleo es de 60,9 dólares el barril), un valor de

corte (42 dólares el barril) y el precio internacional del crudo.

21 En la actualidad, el precio interno del petróleo ronda los 70 dólares el barril.




29



En rigor, los motivos que explican la caída de la extracción desde 1998 deben buscarse en los descensos de la productividad

de los yacimientos22. En efecto, luego de la apertura y la “desregulación” del mercado, con la nueva tecnología se incrementó

la productividad hasta alcanzar los 9,6 m3 diarios en 1998, llevándolos a niveles similares a los de principios de la década de

1980. Sin embargo, como respuesta a la falta de inversión de riesgo señalada y, consecuentemente, la escasa incorporación

de “nuevas” áreas con grandes yacimientos, los pozos vigentes comenzaron a “madurar” y, por ende, alcanzaron un rendi-

miento menor. Si, como sostiene Vicente, la producción comenzó a descender por la caída de los precios internacionales,

deberían haber salido de la producción los yacimientos más costosos y con menores rendimientos, con lo que la productividad

debería haberse incrementado, situación que no se corresponde con la evidencia empírica. Luego del rendimiento máximo de

1998, la productividad por pozo inició un camino descendente hasta alcanzar los 4,6 m3 en 2009.

En el caso del segmento de gas natural, se puede observar que la productividad de los pozos se encuentra en descenso

desde el inicio de las reformas en 1989, con una fuerte caída desde 2003. De esta manera, mientras que entre las fechas

señaladas la productividad declinó un 31 %, de 2003 hasta el fi nal de la serie, este guarismo decreció un 48 %, lo que pone

de manifi esto la maduración de los yacimientos, producto de la falta de inversiones. El argumento de los líderes del sector

gira en torno de que con los precios “posdevaluación”, no podían realizar las inversiones necesarias para incrementar los

volúmenes de explotación, razón por la cual desde 2004 se encuentran en franco descenso. Si bien es cierto que con la

eliminación de la caja de conversión el precio interno del gas natural (en dólares) descendió fuertemente, luego de 2004

por medio del Decreto N° 181/04, se habilitó el incremento del valor del gas natural lo que posibilitó que, hacia 2006, se

superara los niveles previos a 2001. Al considerar los precios entre la posconvertibilidad y el período previo, se observa

que, en promedio, en la actualidad son 15 % superiores a los vigentes durante la década del noventa, alcanzando en 2010

los 73,3 dólares el m3 (52 % por encima de 2001) (Gráfi co N° 3).

Gráfi co Nº 3 Evolución de la extracción, coefi ciente de exportación, precio local y productividad por pozo de gas natural (1989-2010)

Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural (producto de la reactivación de la industria, el comercio, el

consumo de los hogares y la necesidad de generar mayor electricidad por medio de las centrales de ciclo combinado, entre

otros) y la caída de los niveles de extracción, la Secretaría de Energía fi rmó la Resolución N° 265/04 por medio de la cual

22 Se alude a la relación que existe entre la cantidad de pozos en producción efectiva y los volúmenes de crudo que se extraen.


30

suspendió las exportaciones excedentes de gas natural23, disposición que redundó en la caída del coefi ciente de exportación

que había alcanzado el máximo nivel en 2004. Asimismo, con la fi nalidad de que parte de las importaciones de gas natural

sean fi nanciadas por los compradores externos se implementaron derechos de exportación del 20 %, que luego alcanzaron el

45 % y dos años después se incrementaron al 100 % instruyéndose a la Aduana “para que aplique como base de valoración

de las exportaciones de gas natural, el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de

gas natural a la República Argentina aplicables en cada momento”. Como ejemplifi ca Juan Ramos Mejía: “Un contrato de

suministro de gas [exportación] por U$S 2/ MM Btu pasaría a pagar U$S 2,25 / MM Btu en concepto de impuestos aduaneros

(45 % de U$S 5 /MM Btu), de forma que el exportador argentino operaría a pérdida si no lograra transferir al menos una parte

de este derecho de exportación al importador” (Ramos Mejía, 2008: 38).

Todo parece indicar que la merma en la extracción tanto de gas natural como de petróleo se debe a la escasa exploración previa —que impidió encontrar “nuevos” yacimientos con alta productividad, y la consecuente “maduración” de los existen-tes—, asociada a la “reticencia inversora” (Azpiazu y Manzanelli, 2011; Manzanelli, 2011) de este núcleo de empresas aún en un contexto de fuerte crecimiento del precio del petróleo en dólares en el plano local y, en menor medida, del gas natural. No parece que, como sostiene el grupo de los ex secretarios de Energía, el freno de las inversiones de riesgo se deba al cambio en las reglas de juego y la implementación de derechos de exportación que inhibieron la captación del precio pleno por parte de las empresas del sector, dado que, como se señaló, el deterioro de los indicadores en petróleo es previo al cambio de “modelo económico”. En el caso del gas natural, si bien el descenso en los niveles de producción es posterior a 2004, la caída de la productividad de los yacimientos y la falta de inversión en exploración es muy anterior a esa fecha. Aún con la captación total del precio de paridad internacional durante la década de 1990, el sector privado tendió a concentrarse en la explotación de áreas de mayor productividad, relegando la exploración en zonas de riesgo.

En los balances de las principales empresas del sector se expresa, a su vez, la aludida subexploración y sobreexplotación de los yacimientos que les permitió obtener benefi cios extraordinarios. En efecto, la utilidad sobre ventas del segmento “explotación y exploración” de Petrobras, YPF y PAE, entre 2002 y 2010, permite observar que poseen ganancias que, en algunos años, al-canzan el 48,1 % sobre ventas. En promedio, en el período señalado, la empresa brasilera alcanzó un ratio de 21,1 %, mientras que el de Pan American Energy fue del 23,3 %, muy por encima de las ventas de la cúpula empresaria argentina (descontando las cinco petroleras señaladas) que se situaron en el 5,5 %24 (Cuadro N° 3). Asimismo, se puede apreciar que la rentabilidad de este sector es ampliamente superior a la del segmento refi nación. De esta manera, mientras que en el interregno 2002-2010, Petrobras y Shell tuvieron una pérdida sobre ventas del -0,5 % y -2,3 %, respectivamente, Esso tuvo una ganancia de apenas el 0,5 %. En el caso de Repsol-YPF, la ganancia operativa25 sobre ventas en el segmento “exploración y explotación” (36 %) fue cinco veces superior a la de refi nación (7,2 %). En defi nitiva, esta información permite resaltar ciertos elementos. En primer lugar, teniendo en cuenta los datos previos, se manifi esta la elevada rentabilidad en un marco de falta de inversión de riesgo y sobreextracción de los yacimientos. En segundo, que la política de precios desregulados26 del crudo y la conten-ción en lo relativo a la comercialización de los derivados, le impone márgenes de rentabilidad negativos o muy acotados a las empresas analizadas (entre las cuatro explican el 99 % de la refi nación de petróleo del país). Finalmente, que las compañías integradas verticalmente como Repsol-YPF y Petrobras pudieron suplir la exigua o negativa rentabilidad del segmento de refi nación con las utilidades provenientes de los demás procesos productivos de la cadena de valor, lo que les permitió cerrar

sus balances con importantes márgenes de ganancia27.

23 Esta medida la tomaron basándose en la Ley N° 24.076 (de privatización de Gas del Estado que fi ja el marco regulatorio del sector) que en su

artículo N° 3 establece: “Las exportaciones de gas natural deberán, en cada caso, ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional, dentro del plazo

de noventa (90) días de recibida la solicitud, en la medida que no se afecte el abastecimiento interno”.

24 Aun considerando que la rotación de capital es diferente, los márgenes son altos.

25 Dado que Repsol-YPF no publica la utilidad neta sobre ventas cuando desagrega por sector, se consideró la ganancia operativa. No obstante, si

bien es válida para observar el diferencial de rentabilidades entre ambos segmentos, este dato no es comparable con la utilidad neta sobre ventas de

Petrobras y PAE ya que no tiene descontado los ingresos y egresos provenientes de resultados fi nancieros y tenencias, ni el impuesto a las ganancias.

26 Si bien los derechos de exportación permitieron contener parcialmente los precios, como se señaló en el Gráfi co N° 2, en promedio, durante la

década pasada duplicaron los valores de la media de la convertibilidad. Asimismo, más allá de esta medida no existieron regulaciones que cambiaran

la tendencia del sector.

27 No parece ser un hecho aislado que Petrobras haya vendido en 2011 Refi nería San Lorenzo, su planta fl uvial y una serie de estaciones de servicio

al empresario Cristobal López, por una suma de 102 millones de dólares que comenzó a operar con la marca Oil Combustibles (Petrobras, 2011).

Asimismo, Pan American Energy estaría por adquirir por 800 millones de dólares la refi nería de Campana, una planta de lubricantes, tres terminales

de distribución de combustibles en Campana, Galván y San Lorenzo (Santa Fe), y alrededor de 500 estaciones de servicio (90 propiedad de Esso).

Indudablemente, en base a la nueva conformación de los precios del mercado, la integración vertical se presenta como una alternativa para competir

en el sector distribuyendo pérdidas y ganancias en el interior de la cadena de valor de las respectivas empresas.



31



Cuadro Nº 3 Utilidad neta sobre ventas de las principales empresas del sector, 2002-2010 (porcentaje)

Exploración y explotación Refi nación y distribuciónPetrobras 21,1 -0,5Repsol-YPF* 36,0 7,2PAE 23,3 -Shell - -2,3Esso - 0,5Cúpula empresaria sin las cinco fi rmas del cuadro** 5,5*La empresa no publica la utilidad neta por segmento, por lo que se utilizó la operativa.

**Se trata de un subuniverso de las empresas de la elite empresaria, que se encuentra delimitado por las fi rmas (167 en promedio) de las que se tiene registro de ambas variables: ventas y utilidades. Se excluye a Repsol-YPF, Shell, Esso y Petrobras.

Fuente: Área de Economía y Tecnología de la FLACSO y Balances de las empresas.

La escasa inversión de riesgo del mercado primario tiene estrecho vínculo con una de las consecuencias de la “desregulación”

y apertura del mercado hidrocarburífero: la extranjerización del sector. La proliferación del capital internacional —o de em-

presas locales que operan de forma transnacionalizada— que analiza el proceso de acumulación desde una estrategia global,

implicó que las empresas buscaran acrecentar la ganancia en el mercado doméstico sin la necesidad de reinvertir utilidades

en la búsqueda de nuevos yacimientos in situ —habilitado por contextos normativos que por acción u omisión avalan estos

procesos—. La lógica de acumulación a escala mundial les permite “monetizar reservas” y maximizar su valor presente sin

reponer las cantidades extraídas, dado que evalúan riesgos y costos en diversas latitudes e invierten allí donde pueden maxi-

mizar los benefi cios, sin considerar las necesidades de los países en donde operan. El caso de Repsol en Argentina, empresa

que compró en 1999 el 97,46 % de las acciones de la ex petrolera estatal, permite ejemplifi car esta situación. Según consta

en los balances de la compañía, mientras que entre 2000 y 2004 (último año que desagregan la información), el 17 % de los

ingresos por ventas los obtuvieron en Argentina (65 % en España), el 47 % de las ganancias fue percibida en el mercado

doméstico (32 % en el país ibérico) y apenas el 27 % de las inversiones fueron realizadas en Argentina (37 % en España y

28 % en el resto de América Latina). Se puede observar, en primer lugar, que la mayor rentabilidad sobre ventas fue percibida

en el mercado local y, en segundo, que mientras los mayores benefi cios eran alcanzados en Argentina, las inversiones eran

realizadas en escasa magnitud en este territorio, lo que signifi có un drenaje constante de utilidades hacia otros mercados28.

En defi nitiva, el proceso de “desregulación” y extranjerización del sector, elementos todavía vigentes en la actualidad a pesar

de ciertas medidas aisladas, signifi caron una pérdida de capacidad decisoria en lo relativo al desarrollo de la actividad desde

una perspectiva local y asociada a las necesidades del crecimiento de la economía. En este sentido, el gobierno centró las

medidas principalmente en la participación en la renta petrolera por medio de derechos de exportación (que, a su vez, posibi-

litaron contener parcialmente los precios internos —aunque en la actualidad tienen un valor 3,8 veces superior a la media de

la convertibilidad—), pero no modifi có el núcleo duro de las políticas de los noventa, asociado a la transferencia de la capaci-

dad regulatoria a un acotado número de empresas que controlan el sector y trazan las inversiones en función de sus intereses

(ocho empresas controlan el 85 % y 92 % de la extracción de petróleo y gas natural, respectivamente). El incipiente proceso

de nacionalización del capital privado de Repsol-YPF desde 2008, fomentado por el gobierno, con la compra del 25,46 % del

paquete accionario por parte del Grupo Petersen (asociados al sector bancario), tenía como supuesto que el capital nacional

antepondría los intereses colectivos antes que los privados. No obstante, en base a la información de sus balances, la empre-

sa, de 2008 a 2010, distribuyó dividendos en una magnitud muy superior a las utilidades obtenidas29. En efecto, mientras que

en ese período la fi rma distribuyó el 144 % de las ganancias, entre 1999 y 2007 la magnitud fue del 75 %.

En el fondo, todavía no logró desterrarse la concepción de los hidrocarburos como commodity instalada con las reformas

neoliberales —tibiamente cuestionada en la actualidad—, que permitió la venta de los recursos sin un sentido estratégico

28 Existen dos datos más que se encuentran en esta sintonía. El primero remite también a Repsol-YPF que en 2009 sus principales accionistas (Repsol

España y Grupo Petersen) acordaron distribuir en forma de dividendos el 90 % de las utilidades de la empresa, en vez de reinvertirlas en mayor exploración

de hidrocarburos (YPF, 2010). Otro dato que permite ver cómo operan “globalmente” estas fi rmas es el de British Petroleum y su intención de vender

su participación (60 %) en Pan American Energy (conglomerado formado con el grupo local Bridas), para afrontar la multa que habían estimado que les

cobrarían ante el derrame de petróleo ocasionado en el Golfo de México. Dado que fi nalmente el monto a abonar fue menor al proyectado, la operación

con la empresa China Cnooc (quien posee el 50 % de las acciones de Bridas y que iba a comprar el paquete de BP) se canceló.

29 Estos dividendos fueron utilizados por el Grupo Petersen para pagar las cuotas acordadas de la compañía.

32

de reposición dado que, según se sostenía, el comercio internacional supliría la abundancia o escasez de recursos30. En el

presente, dados los altos precios internacionales y las demandas energéticas producto del crecimiento económico, existe

mayor consenso respecto de considerarlos como un bien estratégico —con valor económico—; no obstante, es necesario

plasmar una reforma integral del marco “(des)regulatorio” heredado de los noventa.

Esto se observa al analizar el incremento en las importaciones de apenas cuatro combustibles, todos ellos clave para garan-

tizar la generación de electricidad y el consumo industrial y residencial: gasoil, fuel oil, gas natural y gas licuado de petróleo.

En efecto, en el Cuadro N° 4 se aprecia que entre 2003 y 2011 el total de los productos seleccionados alcanzó un incremento

anual acumulativo del 87,9 %, con fuerte desempeño del fuel oil y el gas natural licuado. Este marcado aumento signifi có

que estos cuatro componentes del balance energético pasaran de representar el 8,8 % al 80,3 % del total de combustibles

y lubricantes importados. Sin embargo, la contribución de cada uno de estos combustibles al crecimiento general de las im-

portaciones energéticas, permite observar que el gasoil fue el derivado que mayor impacto tuvo al concentrar el 44,7 % del

incremento total, seguido por el gas natural licuado (21,8 %), fuel oil (11,8 %) y gas natural gaseoso (6,4 %). Indudablemente,

esto traccionó al conjunto de las importaciones energéticas que crecieron a una tasa anual del 42,6 %, muy superior a la del

total de las compras externas de la economía (23,3 %).

Cuadro Nº 4 Evolución de las importaciones de los principales combustibles, en millones de dólares corrientes y porcentaje (2003 y 2011)

2003 2011 Tasa anual acumulativa, 2003-2011

Contribución al crecimiento, 2003-2011

Gasoil 47 4.004 74,5 44,7Gas natural licuado 0 1.927 356,5 21,8Fuel oil 0 1.045 841,0 11,8Gas natural gaseoso 2 571 101,6 6,4Total productos seleccionados 49 7.547 87,9 84,8Total “Combustibles y lubricantes” Argentina 550 9.397 42,6 100,0Saldo balanza energética 4.867 -2.931 - -Total importaciones de la Argentina 13.851 73.922 23,3 -Participación productos seleccionados en el total de importaciones de “Combustibles y lubricantes” (%) 8,8 80,3 - -

Participación de “Combustibles y lubricantes” en el total de importaciones del país (%) 4,0 12,7 - -

Fuente: Elaboración propia en base a información del INDEC.

Tras la merma en la exploración, la caída en la extracción de gas natural y petróleo junto con el estancamiento en la refi nación

de crudo, generaron un descenso en los volúmenes exportados que, combinado con el marcado auge de las importaciones

terminó ocasionando que en 2011 la balanza comercial energética arrojara un défi cit de 2.931 millones de dólares, luego de

21 años de superávit. Esta situación presenta un evidente problema estructural de la economía producto de la existencia de

una matriz energética dependiente de los hidrocarburos en un contexto de fuerte caída de la extracción de petróleo y gas

natural, elemento que confi rma su insustentabilidad. Si bien la tasa anual de crecimiento de las importaciones de los cuatro

combustibles seleccionados entre 2003 y 2011 fue del 42,6 %, si se toman los últimos dos años (2010-2011) el aumento fue

del 145,3 %31 . Si se mantiene la actual tendencia de caída de los niveles de producción y el crecimiento del conjunto de la

economía, este tipo de importaciones sufrirán fuertes incrementos que, indudablemente, en el corto plazo pueden generar un

“cuello de botella” para el conjunto de la economía como resultado de la reducción del superávit comercial.

30 En esta línea se expresaba uno de los secretarios de Energía de Carlos Menem, Carlos Bastos: “Todo ello como consecuencia de la realización

de inversiones por parte de los nuevos operadores, las que se traducen en rápidos incrementos de la producción, respondiendo a la desregulación

de los precios y a la libertad para exportar tanto crudos como derivados. (…) El país ha abandonado la idea de ‘autoabastecimiento a cualquier

costo’. Esto resulta coherente con el proceso de transformación de la economía en general y del sector petrolero en particular (…). Obviamente el

autoabastecimiento es un concepto que no tiene sentido económico. La cuestión de si el país es exportador o importador depende del precio del

petróleo, de los riesgos y de los costos de desarrollo de nuestros propios recursos” (Bastos, 1993a: 34-35)”.

31 Indudablemente, estos cuatro componentes arrastraron al conjunto de las importaciones del sector (“combustibles y lubricantes”) las cuales

aumentaron un 110 % en igual período.



33


Buenos Aires, marzo/abril de 2012Subexploración y sobreexplotación: la lógica de acumulación


7. Refl exiones fi nales

La crítica situación actual del sector requiere de una política estratégica de corto, mediano y largo plazo que permita dise-ñar una matriz energética autosustentable. El análisis aquí presentado permite sostener que el “modelo privatista” de los hidrocarburos está “agotado”. El predominio del mercado durante los últimos veinte años tuvo como colofón la generación de inversiones a corto plazo32 que terminaron consolidando una matriz energética dependiente de los hidrocarburos a la par que caían los niveles de reservas y la productividad de los yacimientos. De este modo, el agotamiento de las reservas “bara-tas”, descubiertas por YPF estatal y aprovechadas por el capital privado para internalizar altas ganancias y renta petrolera, exige inversiones de riesgo por parte de este sector, elemento que contrarresta la lógica de maximización de utilidades que sustentó al “modelo privatista”. Esta situación presenta un panorama complejo para el devenir de la economía en su conjunto por la creciente demanda, ahora satisfecha mediante importaciones. La “reticencia inversora” de las últimas décadas debido a la ausencia de un marco normativo que obligue a reinvertir las utilidades para reponer los volúmenes de crudo extraídos, generaron una persistente caída tanto en los niveles de reservas como de producción. En este marco y dada la extranjeri-zación del sector y la participación de empresas locales que operan de forma transnacionalizada, así como la existencia de costos de exploración mayores en la Argentina que en otras parte del mundo, puede conllevar la afl uencia del capital hacia otras latitudes privando de inversiones de riesgo al mercado doméstico. Esto podría evitarse en caso de que el capital privado comercializara los productos a precio internacional, situación que terminaría impactando regresivamente en la competitividad de la economía y en la distribución del ingreso al encarecer los precios de la energía local, para favorecer a un puñado de

empresas que se encuentran entre las más rentables del país.

En este marco, la intervención del Estado desde una perspectiva que modifi que el accionar de los actores se presenta como

un elemento ineludible. Hasta la actualidad, la injerencia estatal de la última década no permitió transformar la arquitectu-

ra institucional del mercado, dado que se centró en captar una porción de la renta petrolera por medio de los derechos de

exportación que, a su vez, permitió contener parcialmente los precios internos (amén de las distintas rentabilidades entre el

sector primario y el de refi nación). La dinámica adquirida por la empresa Enarsa (Energía Sociedad Anónima), que terminó

operando principalmente como una comercializadora internacional, tuvo nulo impacto hasta la fecha en el mercado primario

de hidrocarburos a través de las escasas uniones transitorias formadas con otras fi rmas para explorar el océano argentino.

De esta manera, la renacionalización del sector con un cambio del paradigma energético y el retorno de la concepción de

“recurso estratégico” se presenta como un elemento de sustancial relevancia. Para ello, existen distintas alternativas: una de

ellas es la reestatización de la actual Repsol-YPF. Sin embargo, esta posición presenta ciertos inconvenientes. Cuando se pri-

vatizó la petrolera estatal, el monto percibido por el Estado en sus distintas etapas fue levemente inferior a los 7.000 millones

de dólares por una compañía que poseía el 50 % de las reservas de petróleo y el 48 % de las de gas natural del país. Antes

de los rumores de una supuesta estatización su valor de mercado fl uctuó en derredor de los 15.000 millones de dólares, pero

posee apenas el 19 % de los recursos certifi cados tanto de crudo como de gas natural de la Argentina. Asimismo, dispone de

algo más un tercio de las reservas de petróleo y de un cuarto de las de gas natural de cuando se privatizó y su precio sería

el doble. De esta manera, la reestatización de la empresa bajo estas condiciones signifi caría el cierre del “ciclo privatista”:

adquisición a precios subvaluados de reservas; sobreexplotación y subexploración para maximizar ganancias y renta a corto

plazo —redistribución de dividendos—; y compra del Estado cuando la reinversión de utilidades resulta ineludible.

Ante esta perspectiva una de las posibles alternativas es la creación de una empresa estatal mixta, integrada verticalmente,

entre la Nación y las provincias que comience a operar con una determinada cantidad de áreas que pueden provenir de:

• la reversión a las provincias de las concesiones de explotación que no hayan cumplido con los compromisos asumidos;

• la derogación del Decreto Nº 1.212/89 y el artículo 3 de la Ley Nº 24.145 (que permitió que YPF S.A. conservara la tota-

lidad de las áreas una vez privatizada) para que las empresas que exceden las concesiones de explotación y permisos

de exploración de las permitidas por la Ley Nº 17.319, las reviertan a las provincias.

Estas medidas de corto y mediano plazo permitirían que el Estado comenzara a operar en el mercado de hidrocarburos sin una

inversión de divisas de gran envergadura. Asimismo, y fundamentalmente, la renacionalización del sector debería apuntar a

modifi car el paradigma energético, al generar un marco regulatorio que permita superar el heredado de la década de 1990 (a

través de la derogación de los Decretos N° 1.055/89, 1.212/89 y 1.589), que fi je rentabilidades acordes a los costos internos,

que elimine la libre disponibilidad de los hidrocarburos y que establezca permisos otorgados por la autoridad competente para

las exportaciones e importaciones de hidrocarburos y sus derivados.

32 Entre otros ejemplos, a través de centrales térmicas para generación de energía como en la sobreexplotación de los yacimientos sin su consecuente

exploración, para maximizar renta.

34

En otro orden, pero con estrecha vinculación, cuanto antes se debería encarar una política a largo plazo que permita la diver-

sifi cación de la matriz energética para eliminar su fuerte dependencia de los hidrocarburos, situación que traerá aparejado la

reducción del impacto negativo que en la actualidad posee la compra externa de hidrocarburos tanto en la balanza externa

como en materia fi scal. Pero incluso permitirá, por medio de la producción de energía primaria a través de emprendimientos

estatales, comenzar a licuar el poder de mercado que actualmente poseen 10 fi rmas privadas que concentran y controlan,

cuanto menos —a raíz de que poseen inversiones en otras fuentes de energía como también en los distintos eslabones de la

cadena—, el 80 % de la producción de energía primaria del país y presionan para fi jar precios.

En este sentido, deviene inevitable invertir en el desarrollo y construcción de fuentes alternativas de energía acordes a las

potencialidades del país: eólica en el sur, hidráulica en el centro, solar en el noroeste, nuclear, etc. Si bien estas obras de-

mandan una fuerte inversión inicial, por lo general presentan bajos costos de mantenimiento, se proveen de “combustible”

gratuito —con excepción de la nuclear— y, fundamentalmente, pueden ser desarrolladas con tecnología local. En este

sentido, existen empresas locales como el caso del INVAP que desarrolló turbinas eólicas que se adaptan a los vientos do-

mésticos, con costos inferiores a las importadas; situación similar a la planta nuclear de baja potencia, Carem. En lo relativo

a la hidroelectricidad, actualmente se considera que apenas se aprovecha el 20 % del potencial del país con lo que podría

quintuplicarse la producción de energía bajo esta fuente, con la posibilidad de realizarlo a través de proveedores y fuerza de

trabajo locales. Ante los crecientes costos de los hidrocarburos (por su escasez, ligazón con los confl ictos políticos mundiales

y/o presiones locales), el desarrollo doméstico de nuevas energías permitirá consolidar una masa crítica y un avance científi co

que redundará en costos decrecientes en estas tecnologías, con la consecuente contribución a la reducción de la dependencia

externa en tecnología y divisas. En esta línea, la nacionalización de los hidrocarburos con control estatal permitirá derivar

parte de la renta del sector a la diversifi cación de la matriz energética en pos de tornarla sustentable; pero, principalmente,

posibilitaría que las utilidades del sector sean reinvertidas en la exploración de nuevos yacimientos, ámbito en el que el

capital privado no demostró interés.

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36

Inserción de la industria Argentina

en el mercado mundial. Refl exiones

sobre la posconvertibilidad*

Andrés Wainer y Martín Schorr**

1. Introducción

En el marco del lanzamiento del denominado “Plan Estratégico Industrial Argentina 2020”, desde el Ministerio de Industria se

ha destacado que en el marco de la posconvertibilidad el crecimiento y la diversifi cación de la producción industrial no sólo

habría favorecido la sustitución de importaciones, sino también un incremento signifi cativo de las exportaciones de bienes

con mayor contenido tecnológico: “La industria argentina desde 2003 logró diversifi car la producción y mejorar su distribución

regional en el país, en defi nitiva, es más competitiva: muestra un fuerte proceso de sustitución de importaciones, triplicó sus

exportaciones, aumentó la productividad laboral un 50 % con una suba del empleo del 71 %, subió la participación de los

productos de media y alta tecnología en las exportaciones del 20 % al 24 %” (Ministerio de Industria, 2011).

En ese marco de supuesta reversión del proceso de desindustrialización iniciado a mediados de la década de 1970, el aná-

lisis del intercambio comercial de manufacturas debería aportar valiosos elementos de juicio para dimensionar el alcance

de ciertas transformaciones a partir del colapso de la convertibilidad, y sus potencialidades y limitaciones en términos de

desarrollo económico. A pesar de su relevancia, al momento existen relativamente pocos trabajos que hayan abordado parti-

cularmente la evolución del balance comercial de la industria argentina durante la etapa reciente desde un punto de vista no

sólo cuantitativo sino también cualitativo (Azpiazu y Schorr, 2010; Bernat, 2011; Bianco, Porta y Vismara, 2007; Castagnino,

2006; CEP, 2007).

En este artículo se analiza si efectivamente el importante ritmo de crecimiento que tuvo la economía argentina en los últimos

años y la mejora en sus cuentas externas han dado lugar a un extendido proceso de sustitución de importaciones y, sobre

todo, a una modifi cación signifi cativa del perfi l de especialización industrial y de inserción del país en el mercado mundial.

2. Exportaciones de manufacturas según su contenido tecnológico

En el transcurso de la posconvertibilidad las exportaciones industriales se expandieron a una velocidad mayor que durante la

vigencia del régimen convertible: 13,5 % anual acumulativo entre 2002 y 2010, frente al 7,9 % entre 1993 y 2001. Sin embar-

go, la tasa de crecimiento fue diferente según el contenido tecnológico de los productos. Entre 2002 y 2010, las exportaciones

que más se expandieron en promedio fueron las de bienes de mediano-bajo contenido tecnológico (14,0 % anual), seguidas

por las de alto contenido tecnológico (13,8 % anual). Los productos de mediano-alto contenido tecnológico se ubicaron en

tercer lugar en términos de crecimiento (13,5 % anual), en tanto en los de bajo contenido tecnológico aparecen en último

lugar (13,3 % anual). En cambio, entre 1993 y 2001 las que más habían crecido fueron las exportaciones industriales de alto

contenido tecnológico (14,2 % promedio anual), aunque en último lugar también se habían ubicado las de bajo contenido tec-

nológico (4,9 % anual%), en tanto en posiciones intermedias habían quedado las de mediano-alto y mediano bajo contenido

(11,2 % y 11,3 % anual, respectivamente).

* En este trabajo se presentan algunas conclusiones de una investigación en curso que se está desarrollando en el marco del Proyecto PICT 2008-

0406 “La industria argentina en la posconvertibilidad: continuidades y rupturas en la dinámica y la estructura del sector” bajo el patrocinio de la

Agencia Nacional de Promoción Científi ca y Tecnológica.

** Investigadores del CONICET y del Área de Economía y Tecnología de la FLACSO-Sede Argentina.

37



El propio Ministerio de Industria ha señalado que un indicador del supuesto mayor contenido tecnológico de las exportaciones

es el incremento que experimentó la participación de las exportaciones de bienes de mediana-alta tecnología, que habrían

pasado de un quinto en 1996-1998 a casi un cuarto del total exportado en 20101. Sin embargo, al analizar lo ocurrido con las

exportaciones de manufacturas de acuerdo a la clasifi cación sugerida por la OCDE2, se observa que no se modifi có signifi -

cativamente la estructura exportadora según el contenido tecnológico de los bienes (Cuadro N° 1). De hecho, en 2010 las

manufacturas de mediana alta y alta tecnología sólo representaron el 13 % del total de las exportaciones del país.

1 Según lo expresado por el Ministerio de Industria (2011), las exportaciones de mediana-alta tecnología alcazaron el 24,7 % del total en 2010,

frente al 20,7 % del período 1996-1998.

2 Al respecto, ver Hatzichronoglou (1997) y Loschky (2008). La única modifi cación realizada a la metodología propuesta por estos autores para la

OCDE fue la reclasifi cación de las exportaciones de la industria automotriz (terminales) como de mediana-baja tecnología en lugar de mediana-

alta. Esta modifi cación se debió a que el particular régimen automotriz instaurado en la década de 1990 en la Argentina favoreció la producción

local de las terminales pero a su vez se les permitió importar la mayor parte de los componentes de los vehículos. De esta manera, las terminales

automotrices pasaron a convertirse prácticamente en armadurías con una baja integración de la producción a nivel local, especialmente en los

componentes con mayor complejidad tecnológica (Kosacoff, 1999; Varela, 2003; Vispo, 1999).

Cuadro Nº 1Participación de las exportaciones e importaciones de las distintas ramas de la industria argentina agrupadas según el contenido tecnológico, 1993-2010 promedios anuales (en porcentajes)

Exportaciones (promedio)

Importaciones (promedio)

1993-2001 2002-2010 1993-2001 2002-2010Alta tecnología 3,30 % 3,30 % 19,0 % 18,3 %Instrumentos Médicos y de Precisión 0,6 % 0,5 % 2,9 % 2,5 %Equipos y Aparatos de radio, Televisión y Comunicaciones 0,4 % 0,2 % 7,5 % 7,2 %Maquinaria de Ofi cina, Contabilidad e Informática 0,3 % 0,1 % 4,3 % 3,4 %Fabricación de productos farmacéuticos y medicamentos 1,5 % 1,5 % 2,8 % 3,2 %Fabricación de aeronaves 0,6 % 1,1 % 1,5 % 2,3 %Mediana-alta tecnología 13,0 % 13,6 % 51,4 % 54,2 %Fabricación de material de locomotoras y material rodante para ferrocarriles y tranvías 0,0 % 0,0 % 0,1 % 0,0 %Fabricación de otros tipos de equipo de transporte NCP* 0,0 % 0,0 % 0,7 % 0,2 %Maquinaria y Aparatos Eléctricos NCP* 1,2 % 0,8 % 5,5 % 4,8 %Maquinaria y Equipo NCP* 3,2 % 2,8 % 15,0 % 13,0 %Sustancias y Productos Químicos (excepto productos farmacéuticos y medicamentos) 8,5 % 10,0 % 15,5 % 18,3 %Vehículos Automotores, Remolque y Semiremolques (a) (a) 14,5 % 17,6 %Mediana-baja tecnología 29,0 % 33,1 % 16,0 % 18,5 %Vehículos Automotores, Remolque y Semiremolques 12,2 % 12,6 % (b) (b)Productos de Caucho y Plástico 1,6 % 1,8 % 3,6 % 3,6 %Construcción y reparación de buques y embarcaciones 0,3 % 0,1 % 0,3 % 0,2 %Metales Comunes 6,5 % 7,8 % 4,0 % 5,3 %Productos Minerales No Metálicos 0,7 % 0,5 % 1,3 % 1,1 %Muebles y Colchones, Ind. Manufactureras NCP* 1,0 % 0,5 % 2,0 % 1,6 %Metal, Excepto Maquinaria y Equipo 0,9 % 0,8 % 3,1 % 2,8 %Fab. de Coque, producto de la refi nación del Petróleo 5,9 % 9,0 % 1,6 % 4,0 %Baja tecnología 54,7 % 50,0 % 13,6 % 8,9 %Alimentos y Bebidas 43,9 % 43,8 % 3,9 % 2,0 %Productos de Tabaco 0,1 % 0,0 % 0,0 % 0,1 %Productos Textiles 1,6 % 0,9 % 2,6 % 2,2 %Confección de Prendas de Vestir; Terminación y Teñido de Pieles 0,8 % 0,3 % 1,0 % 0,6 %Curtido y Terminación de Cueros, Fab. de Productos de Cuero 5,7 % 2,6 % 1,0 % 1,0 %Produc. de Madera y Fab. de Productos de Madera y Corcho 0,4 % 0,7 % 0,6 % 0,4 %Papel y Productos de Papel 1,5 % 1,4 % 3,5 % 2,4 %Edición e Impresión; Reproducción de Grabaciones 0,7 % 0,3 % 0,9 % 0,4 %Total 100 % 100 % 100 % 100 %

* NCP: No clasifi cado previamente.

(a) Tal como se señaló, las exportaciones de vehículos automotores corresponden a la categoría de mediana-baja tecnología debido a que el particular régimen automotriz instaurado en la década de 1990 en la Argentina.

(b) Las importaciones de vehículos automotores corresponden a la categoría de mediana-alta tecnología.

Fuente: Elaboración propia en base a información del CEP y BADECEL/CEPAL.

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Como se observa en el cuadro de referencia, el hecho de que exportaciones de manufacturas de bajo contenido tecnológico hayan sido las que menos se incrementaron tanto durante la convertibilidad como en la etapa actual no implica que su im-portancia sea menor, de hecho aún representan la mitad de las exportaciones industriales. Por el contrario, la participación de bienes de alto contenido tecnológico en las exportaciones industriales argentinas sigue siendo marginal (3,3 %). Las manufacturas de mediano-bajo contenido se han consolidado como la segunda categoría en importancia en términos de ventas al exterior (33,1 %), en tanto las de mediano-alto contenido no superan la séptima parte del total (13,6 %). Como se puede observar, el cambio de “modelo” no ha impactado signifi cativamente en la participación de las distintas categorías. El mayor cambio ha estado dado por una leve caída en la participación de las manufacturas con bajo contenido tecnológico a favor, fundamentalmente, de las de mediano-bajo contenido. Estos resultados son consistentes con las visiones que plantean la ausencia de un cambio estructural en la industria argentina en el marco de la posconvertibilidad (Azpiazu y Schorr, 2011; Bianco, Porta y Vismara, 2007; Fernández Bugna y Porta, 2007).

Aunque las exportaciones argentinas de manufacturas se han incrementado signifi cativamente en la posconvertibilidad favore-cidas por el “dólar alto” y un escenario internacional expansivo (en términos de cantidad y de precios), el hecho de que tras los importantes cambios de política económica a partir de 2002 no se haya logrado un upgrading de las mismas, es decir, una mejora cualitativa, invita a pensar las posibles causas del fenómeno. Sin lugar a dudas, uno de los principales motivos ha sido la inexis-tencia de una política industrial a mediano y largo plazo más allá del nivel del tipo de cambio real y algunas medidas puntuales que no hicieron más que profundizar el señalado sesgo de la expansión manufacturera (Azpiazu y Schorr, 2008 y 2010; CENDA, 2007; Fernández Bugna y Porta, 2007). Los incentivos generados fundamentalmente a partir de las condiciones macroeconómicas e in-ternacionales favorables a la exportación no parecen haber sido sufi cientes para modifi car las tendencias “naturales” del mercado.

En cambio, de acuerdo a lo manifestado por el gobierno en el “Plan Estratégico Industrial Argentina 2020”, la reindustrializa-ción que habría tenido lugar durante la etapa actual estuvo asociada a un mayor peso de sectores intensivos no sólo en mano de obra sino también en el uso de tecnología e ingeniería. Esto habría puesto un freno al intenso proceso de concentración y primarización de la economía acaecido durante la década de 19903.

Otra es la visión de varios trabajos en los cuales se reconoce que estos dos procesos, junto con el de extranjerización, siguen siendo características sobresalientes de la estructura industrial argentina (Arceo, Azpiazu, Basualdo y Wainer, 2009; Schorr, Manzanelli y Basualdo, 2012; Wainer, 2011a).

Al respecto, de las evidencias analizadas en las investigaciones mencionadas se concluye que durante la posconvertibilidad tuvo lugar una profundización del proceso de concentración de las exportaciones en general y de la industria en particular4. La relevancia del nivel de concentración de las exportaciones para el análisis cualitativo de las mismas radica principalmente en que son las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y no las grandes compañías las que suelen tener, proporcionalmente, ventas al exterior con mayor contenido tecnológico. En este sentido, cabe señalar que las exportaciones de alta o mediana tecnología representaron en 2005 sólo el 26 % de las ventas al exterior de las grandes fi rmas, en tanto en el segmento de PyMEs y microempresas dichos porcentajes alcanzaron el 35 % y 43 % respectivamente (Bianco, Porta, y Vismara, 2007). Otro indicador de esta mayor “densidad” de las exportaciones de las PyMEs lo constituye el hecho que, en promedio, generan el doble de valor agregado por tonelada exportada que las grandes empresas. Esto se debe fundamentalmente a que las com-pañías de menores dimensiones suelen insertarse en sectores con una mayor densidad tecnológica, tales como la producción de maquinaria y equipos, productos electrónicos, químicos y plásticos, entre otros.

Otro aspecto tan relevante como el grado de concentración de las exportaciones es el origen de capital de estas grandes fi r-mas que concentran una porción mayoritaria de las mismas. Sobre el particular, cabe destacar que a fi nes del decenio pasado las fi rmas extranjeras que integran el selecto grupo de las cien compañías industriales de mayor envergadura dieron cuenta de aproximadamente las dos terceras partes de las exportaciones de esa elite empresaria y de casi el 50 % del total de las exportaciones de productos industriales realizadas desde el país (se trata de participaciones muy superiores a los registros

de la década de 1990 –Azpiazu, Manzanelli y Schorr, 2011–).

Considerar el origen del capital de las fi rmas exportadoras es importante dado que las empresas transnacionales son, por lo general, mucho más capital-intensivas que las de origen nacional. Por este motivo, se supone que las compañías extranjeras

3 En palabras del documento precitado del Ministerio de Industria: “con la reindustrialización se detiene el proceso de concentración y de

primarización que afectó fuertemente a la industria durante los 90. Esto se logra gracias al mayor dinamismo que cobran los sectores que hacen un

uso más intensivo de la tecnología, la ingeniería y los que requieren un empleo intensivo de mano de obra”.

4 Basta señalar que en dicho período las cien fi rmas industriales con mayores ventas explicaron más del 80 % del total de las exportaciones de

manufacturas del país o que el 60 % de las mismas es explicado sólo por las primeras veinticinco corporaciones industriales (Azpiazu, Basualdo,

Arceo y Manzanelli, 2010).

Inserción de la industria Argentina en el mercado mundial.

Refl exiones sobre la posconvertibilidad

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tendrían una mayor propensión a invertir asociada a la introducción de bienes de capital de alta complejidad tecnológica, así como a la realización de importantes gastos en materia de investigación y desarrollo en el nivel local; de allí que, se supone, su presencia contribuiría a modernizar la estructura productiva. Desde este punto de vista, la inserción de grandes fi rmas transnacionales benefi ciaría a los países “en vías de desarrollo” a través de la transferencia de la tecnología más avanzada, lo cual supuestamente permitiría superar los problemas de contar con una industria “infantil” y la ausencia de economías de escala. Sin embargo, tal como se puso en evidencia ante los datos presentados, el incremento en el nivel de extranjerización de la economía en general y de las grandes empresas en particular no conllevó un upgrading sectorial de las exportaciones argentinas. No sólo buena parte de las empresas extranjeras se encuentran insertas en rubros de baja tecnología sino que, en los casos donde esto no es así, suelen conservar en sus países de origen tanto la fabricación de equipamiento de alta

tecnología, como la casi totalidad de sus gastos en materia de investigación y desarrollo.

Ahora bien, si las corporaciones transnacionales son mucho más capital intensivas que sus pares locales pero, sin embargo, su mayor presencia no ha permitido incrementar el nivel de complejidad tecnológica de las exportaciones argentinas, es de esperarse que, en lugar de contribuir a un más favorable intercambio de manufacturas de alto contenido tecnológico para el país, hayan profundizado la dependencia tecnológica. El análisis de lo ocurrido con las importaciones de manufacturas según

su contenido tecnológico debería ayudar a corroborar o rechazar esta hipótesis.

3. Importaciones y saldo comercial de manufacturas según contenido tecnológico

El ritmo de incremento de las importaciones durante la posconvertibilidad superó al de las exportaciones e incluso lo hizo a una velocidad mayor que durante la etapa de convertibilidad. Esto no se debió únicamente a un mayor crecimiento del producto, ya que la elasticidad que mostraron las importaciones respecto al PIB (en dólares corrientes) fue del doble entre 2003 y 2010 que entre 1993 y 1998, siendo que las mismas se expandieron un 61 % más que el producto (INDEC). Cabe señalar que no es casual que el incremento del PBI y, sobre todo de la inversión, vayan acompañados de un aumento signifi cativo de las importaciones. En efecto, la mayor parte de las importaciones corresponde a insumos y bienes de capital necesarios para la producción5, así como también se destaca un incremento de las importaciones de combustibles y energía asociado mayoritariamente a necesidades derivadas del crecimiento de la producción y a las restricciones existentes en materia hidrocarburífera.

Los cambios que se observan entre el período de vigencia de la convertibilidad y la etapa actual demuestran que, a contra-mano de lo que cabría esperar a simple vista, la economía argentina se ha vuelto más y no menos dependiente de las impor-taciones, aun a pesar del encarecimiento relativo de las mismas como resultado del sostenimiento de un tipo de cambio real más elevado que durante el decenio de 1990. En efecto, el grado de integración de la producción local, en lugar de haberse incrementado, se ha contraído, tal como se puede observar al considerar la evolución del coefi ciente entre el Valor Agregado

Bruto y el Valor Bruto de Producción Industrial (Gráfi co N° 1).

5 En 2010 las importaciones de bienes de capital, piezas y accesorios para bienes de capital y bienes intermedios representaron más del 72 % del total.

Gráfi co Nº 1 Argentina. Valor Bruto de Producción Industrial, Valor Agregado Bruto Industrial y Coefi ciente VBA/VBP, 1993-2009 (en millones de dólares corrientes y porcentajes)

Fuente: Wainer (2011b).

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Omitiendo el año 2002 por sus peculiaridades (brusca caída de las importaciones como consecuencia del desenlace de la

crisis de la convertibilidad), se observa que entre 2003 y 2010 las importaciones de manufacturas se expandieron a una tasa

anual acumulativa del 22,4 %. Este incremento de las importaciones de manufacturas no puede ser únicamente asociado a

una baja relativa de los precios internacionales de los productos con mayor grado de elaboración frente a los commodities

industriales, aunque estos cambios en los precios relativos pudieron desalentar su sustitución por producción local, más aún

cuando los productos industriales exportados mayormente por la Argentina se vieron benefi ciados por este proceso. Es decir,

el mercado no parece haber generado alicientes sufi cientes para sustituir signifi cativamente importaciones, sobre todo las de

mayor contenido tecnológico, aun cuando el tipo de cambio se tornó mucho más favorable que durante la convertibilidad. En

este sentido, es perfectamente compatible un balance comercial positivo en términos de divisas con un intercambio “desba-

lanceado” en cuanto a contenido tecnológico.

En lo que respecta a las características de los productos importados según el nivel de complejidad tecnológica, entre las que

crecieron por encima del promedio general, las que lo hicieron a un ritmo mayor fueron las importaciones de bienes con alto

contenido tecnológico (25,2 % anual), seguidas por los de mediano-bajo contenido tecnológico (25,1 % anual). Por el contra-

rio, tanto las importaciones de manufacturas de mediano-alto contenido tecnológico como las de bajo contenido tecnológico

se expandieron menos que el promedio (21,9 % y 16,1 % respectivamente). En cambio, durante la etapa de crecimiento del

régimen de convertibilidad (1993-1998) las que más se habían incrementado habían sido las importaciones de manufacturas

de mediano-alto contenido tecnológico (14,5 % anual), seguidas por las de mediano-bajo contenido (13,6 % anual). El menor

ritmo de crecimiento lo habían mostrado las importaciones de bajo contenido tecnológico (10,4 % anual), en tanto las de alto

contenido –las más dinámicas durante la posconvertibilidad– se habían ubicado en tercer lugar (10,7 % anual).

Más allá de las diferencias entre aquellas categorías que crecieron más y menos, lo cierto es que la “composición” de la

canasta importadora de manufacturas varió muy poco entre una etapa y otra. Tal como surge del Cuadro N° 1, las manufac-

turas con mediano-alto contenido tecnológico no sólo siguen explicando más de la mitad de las importaciones de productos

industriales sino que incrementaron su participación en casi tres puntos porcentuales. Si bien los bienes de alto contenido

tecnológico perdieron algo de participación (del 19,0 % al 18,3 %), pasando del segundo lugar en importancia al tercero,

tienen prácticamente la misma participación que los de mediano-bajo contenido (18,5 %). Las de menor participación siguen

siendo las importaciones de manufacturas de bajo contenido tecnológico que durante la posconvertibilidad perdieron además

4,7 puntos porcentuales (del 13,6 % al 8,9 %).

En síntesis, se incrementó la participación en las importaciones de los bienes de mediano-alto contenido tecnológico –con un

importante peso de autopartes y vehículos- y, en menor medida, los de mediano-bajo contenido en detrimento, fundamental-

mente, de los de bajo contenido tecnológico. Lo que revelan los datos aquí presentados es que la dependencia tecnológica

durante la posconvertibilidad no parece haberse atenuado respecto de la etapa previa. Si bien en términos generales las

importaciones de manufacturas descendieron 1,7 puntos porcentuales sobre el total (pasaron del 94,8 % promedio durante la

convertibilidad al 93,1 % promedio durante la posconvertibilidad), esto se debió fundamentalmente a un fuerte incremento en

la participación de las importaciones de combustibles y energía y no a un nuevo y extendido proceso sustitutivo.

El cuadro de dependencia tecnológica se agrava cuando se compara lo ocurrido con las importaciones con el despeño de las

exportaciones: mientras que más de dos tercios de las importaciones totales del país entre 2002 y 2010 fueron de las manu-

facturas con mayor contenido tecnológico, sólo el 12,4 % de las exportaciones totales correspondieron a dicho segmento. De

allí que no sea de extrañar que la Argentina sólo presente un saldo comercial positivo de manufacturas en los segmentos de

bajo y mediano-bajo contenido tecnológico, en tanto es crecientemente defi citaria en el intercambio de manufacturas de alto

y mediano-alto contenido tecnológico, aunque el défi cit se atenúe durante los años de crisis (Gráfi co N° 2).



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Todas las ramas que producen bienes de alto y mediano-alto contenido tecnológico registran tanto en la convertibilidad como

durante la posconvertibilidad saldos negativos, encabezadas por los rubros de maquinaria y equipo, sustancias y productos

químicos no farmacéuticos, equipos y aparatos de radio y televisión, y maquinaria y aparatos eléctricos. En cambio, sólo

cinco ramas observan saldos comerciales positivos, todas ellas productoras de bienes de bajo y mediano-bajo contenido

tecnológico: cuatro de ellas en ambos períodos (alimentos y bebidas, refi nación de petróleo, metales comunes y cuero y sus

derivados)6.

Entre las actividades que registran saldos positivos en su comercio exterior se destacan espacialmente la refi nación de petró-

leo entre las productoras de bienes de mediana-baja tecnología y la agroindustria entre las de baja tecnología. De hecho, el

superávit obtenido por el rubro alimenticio entre 2002 y 2010 permitió compensar casi en su totalidad el défi cit del conjunto

de ramas defi citarias del sector industrial: mientras que el défi cit acumulado por estas ramas durante la posconvertibilidad

fue de 135.075 millones de dólares, el sector de alimentos y bebidas por sí solo registró un excedente acumulado de 130.645

millones de dólares.

En defi nitiva, se puede afi rmar que la Argentina continúa siendo ampliamente defi citaria en el intercambio comercial de

manufacturas de mayor contenido tecnológico en tanto se torna superavitaria a medida que el contenido tecnológico incorpo-

rado en los productos decrece. Pero han sido sobre todo los sectores que poseen ventajas comparativas basadas en recursos

naturales (la agroindustria y, en muy menor medida, los derivados del petróleo) los que han permitido compensar los fuertes

défi cits registrados en el intercambio de bienes de mayor complejidad tecnológica. Así, puede afi rmarse que en la poscon-

vertibilidad se ha asistido a un afi anzamiento de la “dualidad estructural” del sector fabril argentino (Azpiazu y Schorr, 2010).

Ello se expresa en que un puñado de rubros productivos ligados al procesamiento de recursos básicos presenta una balanza

comercial positiva, mientras que los restantes son defi citarios, sobre todo a medida que se avanza hacia manufacturas más

complejas, más intensivas en la utilización de conocimiento científi co-tecnológico, más demandantes de mano de obra con

elevada califi cación y con mayores potencialidades para impulsar con su crecimiento a otras industrias.

Lo anterior remite a una cuestión no menor en términos económicos y políticos: en una industria caracterizada por esa “duali-

dad estructural” en materia de inserción internacional, los pocos sectores y actores generadores de divisas asumen un papel

6 Por su parte, el rubro productos de tabaco, superavitario durante la convertibilidad, pasó a ser defi citario en la posconvertibilidad y, por el

contrario, la rama vinculada con la manufactura de la madera es la única rama que era defi citaria y que pasó a ser superavitaria.

Gráfi co Nº 2 Saldo comercial de manufacturas según contenido tecnológico, 1993-2010 (en millones de dólares corrientes)

Fuente: Elaboración propia en base a información del CEP y BADECEL/CEPAL.

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central en el desempeño fabril (y en la economía en su conjunto), por lo cual detentan un decisivo poder de veto sobre la

orientación de las políticas públicas. Se trata básicamente de un puñado de grandes empresas extranjeras y locales altamen-

te transnacionalizadas de los sectores minero, petrolero, agropecuario y elaboradoras de ciertos commodities industriales.

Así, se da la “paradoja” de un proceso en el que la industria está llamada a convertirse en la “locomotora del crecimiento” y

en el núcleo ordenador de las relaciones socio-económicas, pero que en los hechos consolida en términos estructurales y de

poder de veto a actores cuyo ciclo de acumulación pivotea sobre actividades con un bajo grado de industrialización.

4. Refl exiones fi nales

La Argentina actual enfrenta dos problemas estructurales relacionados pero de índole diferente. Por un lado, evitar que se

repita un estrangulamiento externo que pueda restringir o incluso revertir el crecimiento del nivel de actividad económica.

Por otro lado, se encuentra también pendiente la cuestión del desarrollo y la competitividad en los sectores de la producción más tecnológicamente avanzados, hecho que atañe no sólo al crecimiento en el corto-mediano plazo sino a la dinámica de la acumulación del capital en términos estructurales y al tipo de inserción del país en el mercado mundial.

En relación al primer escollo, hasta ahora durante la posconvertibilidad la restricción externa fue desplazada por una inicial y abrupta contracción de las importaciones y por una posterior y signifi cativa expansión de las exportaciones favorecida en gran medida por un tipo de cambio “competitivo” -aunque decreciente- y por el alza en los precios internacionales de los principales productos que exporta el país. Respecto a esta última cuestión, cabe señalar que el impacto del incremento de los precios de los principales productos que exporta la Argentina ha sido muy signifi cativo, permitiendo mantener un importante superávit comercial a pesar de la apreciación del tipo de cambio real. De hecho, según un cálculo realizado por Bernat (2011), si se hubiesen mantenido vigentes los términos de intercambio del año 2002, en 2007 el superávit comercial hubiese sido de sólo 1.500 millones de dólares, es decir, un 86 % inferior al realmente existente.

En referencia a la segunda cuestión (el desarrollo de sectores más tecnológicamente avanzados), en la economía argentina se da por lo general una correlación inversa entre valor agregado generado localmente y el nivel de complejidad tecnológica. Es decir, se observa mayormente una relación negativa entre la “cantidad” de encadenamientos productivos que genera la fabricación de un bien “hacia atrás” y el contenido tecnológico incorporado en dicho producto. De esta manera, tal como sucede con el régimen de promoción industrial vigente en la provincia de Tierra del Fuego, las ramas que producen los bienes tecnológicamente más complejos suelen ser las menos integradas localmente y, por el contrario, la producción de manufac-turas de bajo contenido tecnológico por lo general se asocia con mayores encadenamientos productivos (Castagnino, 2006). Es por esto que cuanto mayor es el monto exportado por unidad de producto (a mayor tecnología incorporada, mayor precio), menor es el nivel de integración de la producción de dicho bien a nivel nacional.

Es sumamente importante tener en cuenta esta problemática ya que no basta con adoptar un enfoque que busque sustituir y/o exportar bienes con alto contenido tecnológico a cualquier costo ya que puede darse el caso de que se fomente la pro-ducción local de bienes fi nales cuyo impacto en términos de valor agregado y empleo sea mucho menor que el de bienes con un menor contenido tecnológico. Desde ya esto no supone que la política económica deba limitarse a profundizar las ventajas comparativas estáticas que posee el país, sino que se vuelve indispensable que la producción de bienes fi nales de mayor con-tenido tecnológico vaya acompañada de políticas que apunten, en una segunda etapa, a producir localmente los componentes

más importantes de los mismos y, en una hipotética tercera etapa, a producir algunos de los medios de producción necesarios

para la fabricación de dichos productos.

Si bien el cumplimiento de estas tres etapas (bienes fi nales, insumos y maquinaria) sería un gran avance en términos de

densidad tecnológica y valor agregado, para lograr un desarrollo pleno aún restaría que tanto la producción de los bienes

fi nales como de los medios de producción sean crecientemente el resultado de investigaciones y desarrollos a nivel local y

no meramente la importación de paquetes tecnológicos cerrados7. Por supuesto que objetivos de esta índole exceden larga-

mente el ámbito de la política económica e involucran una activa e integral política científi ca y educativa de largo alcance.

7 En el marco de la ausencia de una política de desarrollo sectorial, el desaliento a la industria nacional de bienes de capital, y su consiguiente

impacto en materia de dependencia tecnológica, se asocia a la concurrencia de diversas acciones y omisiones estatales. A modo de ejemplo, cabe

resaltar: a) la vigencia del “arancel cero” para las importaciones de maquinarias (parcialmente compensado por un bono fi scal para el fabricante local

que opera sobre las ventas efectivamente realizadas y que per se no lo dota de competitividad frente a la competencia del exterior); b) la utilización

muy escasa y sesgada del poder de compra estatal, por ejemplo en lo atinente al “compre argentino” en las adquisiciones gubernamentales en sus

diferentes niveles (particularmente manifi esta en la inversión pública en infraestructura); c) la eximición del pago de aranceles para la importación

de equipamientos y/o líneas de producción para grandes proyectos de inversión, así como para sectores con regímenes especiales de promoción

(minero, petrolero, forestal); y d) la ausencia de estructuras de fi nanciamiento de largo plazo adecuadas para apuntalar la demanda de maquinarias

elaboradas en el país y las necesidades operativas de los fabricantes locales (CIPIBIC, 2009).



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El intento más reciente por avanzar en este sentido lo constituye el mencionado “Plan Estratégico Industrial Argentina 2020”,

pero el mismo presenta elementos contradictorios y en algunos casos poco ajustados a la realidad de la industria local.

En este sentido, mientras se manifi esta que debe aprovecharse la modifi cación de los términos de intercambio en tanto la

Argentina es productora de alimentos y minerales8, se menciona también la existencia de una supuesta estructura productiva

diversifi cada con un fuerte dinamismo en ramas intensivas en tecnología o ingeniería, hecho que no se verifi ca –teniendo en

cuenta la particular situación de la industria automotriz– en algunos estudios sectoriales realizados (Azpiazu y Schorr, 2010;

Tavosnanska y Herrera, 2011) y que, como se remarcó, tampoco se ve refl ejado en un cambio en el perfi l exportador del país.

Por supuesto que en el mundo actual, con un alto grado de internacionalización de las relaciones de producción capitalistas,

carece de sentido y sería imposible lograr una producción completa en todas las etapas mencionadas, es decir, la autarquía

total. El objetivo no puede ser ya, entonces, completar todos los casilleros de la matriz insumo-producto, pero sí planifi car

estratégicamente qué sectores de alta complejidad presentan mayores ventajas para ser desarrollados –seguramente los aún

no consolidados a nivel mundial- de modo de reducir la brecha tecnológica y de productividad que padece el país.

Si bien la reproducción lineal de la “vía asiática” no parece ser factible para un país con una dotación de factores y una

estructura social como las argentinas, una profundización de la industrialización que conduzca a una efi ciente producción de

manufacturas de alto contenido tecnológico debe ser una alternativa a considerar ya que brinda la posibilidad de generar

empleos altamente califi cados y pagar salarios altos, equivalentes o próximos a los vigentes en el centro. Como sugieren

Hausmann, Hwang y Rodrik (2005), parece existir una relación directa entre el dinamismo de la demanda internacional, la

tecnología incorporada en los productos y el crecimiento sustentable.

Si se busca disminuir o eliminar la dependencia tecnológica entonces debe considerarse un indispensable cambio en el tipo

de inserción de la Argentina en el mercado mundial. En tanto la mayor parte de los medios de producción y los insumos tec-

nológicamente más complejos sigan siendo productos de importación, la acumulación de capital en el país va a estar condi-

cionada no sólo por transferencias de valor hacia los países centrales sino por factores aleatorios como la suerte del balance

de pagos (Mauro Marini, 2007). Pero, como se señaló, no se trata únicamente de una cuestión de disponibilidad de divisas

sino también de modifi car el rol de la Argentina en la división internacional del trabajo de modo de generar mayor valor y, con

ello, mayores niveles de empleo y, sobre todo, de ingresos.

Si, como sostiene Arceo (2005), “el paso a grados más complejos de industrialización no es un proceso automático, refl ejo del

cambio en la proporción de factores, sino el resultado de una muy activa política industrial que enfrenta crecientes exigencias

a medida que avanza el proceso de industrialización”, se vuelve evidente que para llevar adelante una tarea como la aquí

planteada se necesita de una activa intervención estatal. Ahora bien, el Estado no es un ente neutral e independiente de la

sociedad civil sino que en él se ven condensadas las relaciones de fuerzas entre clases y fracciones de clase. De allí que para

un cambio sustantivo como el aquí planteado sea necesario repensar cuáles sujetos sociales tienen entre sus intereses el

modifi car la “pasiva” inserción del país en la división internacional del trabajo.

Bibliografía

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8 “El nuevo contexto mundial defi ne un cambio estructural de los términos de intercambio. Este cambio nos favorece, ya que somos productores

de alimentos, energías alternativas y minerales, que serán demandados en forma creciente por los grandes emergentes -China, India, y el sudeste

asiático- y ofrece oportunidades que no podemos desaprovechar” (Ministerio de Industria, 2011).

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