El mundo avanza hacia una globalización de
las políticas energéticas. Resulta ya evidente que,
a largo plazo, no podrá evitarse un cambio traumático
en el clima del planeta si no se adoptan medidas comunes y urgentes
en esta materia.
La matriz de energía primaria mundial está
dominada por los combustibles fósiles (80%), de los cuales
el petróleo sigue siendo el dominante, con una participación
relativa de 40%. Le sigue el carbón (23%) y el gas natural
(17%). Es interesante destacar que 75% del total de energía
es usado por las naciones industrializadas, cuyos habitantes constituyen
apenas una cuarta parte de la población mundial.
Las naciones industrializadas emiten 3.8 toneladas
de dióxido de carbono (anhidrido carbónico) per
cápita por año, mientras que el índice de
los países subdesarrollados es de 0.36. La población
mundial, de alrededor de 5.500 millones de habitantes, crecerá
en los próximos 40 años a 8.000 millones. Para estabilizar
las concentraciones de dióxido de carbono en la atmósfera,
a partir de los niveles actuales, habrá que reducirlas
hasta el 2030 en alrededor de 0.35 toneladas de carbono per cápita
por año.
El desafío mayor corresponde a Estados Unidos,
Europa y Japón. Ellos ya han adoptado medidas de política
interna, con obvias consecuencias sobre el mercado mundial de
la energía:
* Sustitución intrafósiles (petróleo
y carbón por gas natural).
* Reducción del uso de combustibles fósiles
(mayor eficiencia, impuestos que gravan los combustibles fósiles
en función de la emisión de anhidrido carbónico
por unidad de energía ofertada).
* Sustitución de combustibles fósiles
por otras fuentes de energía.
Estas directrices condicionarán a mediano
y largo plazo cualquier estrategia energética nacional.
En el próximo milenio todo plan estratégico en el
sector energético deberá partir de la globalización
de las políticas sectoriales.
Restricciones ambientalistas.
El denominado "factor ambiental" está
modelando una nueva industria petrolera. El tema demanda creciente
interés gerencial y grandes inversiones. En los últimos
dos años, los gobiernos de casi todos los países
industrializados han regulado objetivos de estabilización
o reducción de emisiones de carbono.
El norteamericano confronta una serie de requerimientos
impuestos por las regulaciones de medio ambiente federales, estatales
y locales. La Fase II del Clean Air Act impondrá inversiones
multimillonarias a muchas compañías. Este instrumento
legal es el primer catalizador de inversiones en el sector refinador
de Estados Unidos. Durante el resto de esta década, las
empresas del rubro
tendrán que realizar inversiones en dos frentes
principales:
* Limpieza total de todas las instalaciones existentes
de refinación y distribución (incluye reducción
de emisiones de las instalaciones, limpieza de efluentes y purificación
del agua).
* Producción de refinados de combustión
limpia para significativos segmentos de los combustibles producidos
para el transporte.
* A partir de noviembre de este año, el uso
de gasolina oxigenada es requerido durante el invierno en 41 ciudades
que representan 30% de la demanda de Estados Unidos, para controlar
las emisiones de monóxido de carbono de los vehículos.
* A partir de octubre de 1993, el combustible diesel
de bajo sulfuro será impuesto a 40% de la demanda de este
destilado.
* A partir de enero de 1998, en una primera fase,
el consumo de gasolina reformulada será obligatorio en
las ciudades más contaminadas. En otras 90 áreas
urbanas, cuyo consumo representa la mitad de la demanda norteamericana,
también se puede optar por requerir gasolina reformulada.
* Una segunda fase impondrá mayores cambios
en el consumo de gasolina para controlar las emisiones.
Se requerirán inversiones muy significativas
para cumplir con estas nuevas especificaciones de productos, particularmente
en MTBE y en otras instalaciones de producción de oxigenados
y de hidrotratamiento para eliminación de sulfuro.
La Comunidad Europea ha establecido directivas que
imponen el consumo de gasolina sin plomo en todos los automóviles
nuevos a partir del 1º de enero de 1993. También ha
aprobado un paquete gradual de estrictas limitaciones para el
sulfuro en diesel, en gasoil y fuel oil residual, a aplicarse
en los próximos cinco años. Regulaciones de contenido
análogo se están imponiendo en Japón y van
cobrando fuerza en las nuevas potencias industriales
asiáticas.
Todas estas medidas se corresponden con las directrices
de la globalización de la política energética
y van a determinar cambios en la estructura del mercado petrolero
mundial y en las características del negocio. Antes de
avanzar en ello, y para dilucidar si ésta es una macrotendencia
transitoria, vale
la pena recordar las características principales
del problema ecológico asociado con la emisión de
gases de combustibles fósiles.
Atmósfera caldeada.
La teoría del efecto invernadero (greenhouse)
ha logrado establecer una relación de causalidad entre
el aumento de la temperatura media del planeta (que en el último
siglo se habría elevado entre 0.3° C y 0.5° C)
y la emisión de gases producidos por el hombre. La causa
de este paulatino calentamiento
es la mayor concentración de gases en la atmósfera,
que afectan su constitución, lo que a su vez aumenta la
exposición de la tierra a la radiación solar. Las
consecuencias del problema impactan el medio ambiente en dos aspectos:
a) aumento del nivel medio de los mares, por la expansión
térmica
de los océanos y deshielo de glaciares (en
el último siglo el nivel medio de las aguas aumentó
entre 10 y 20 cm); b) cambio en las fronteras agropecuarias.
Los gases comprometidos en este impacto ecológico
son:
* Dióxido de carbono o anhidrido carbónico
* Cloroflorocarbonos (CFCs), entre los que se destaca
el freón.
* Metano.
* Oxido nitroso.
El Gráfico I destaca la significación
relativa del anhidrido carbónico en las emisiones de gases
asociadas al efecto invernadero durante la última década.
Los científicos han establecido que aproximadamente 25%
de las emisiones de anhidrido carbónico están relacionadas
con el fenómeno de la deforestación. El restante
75% proviene del uso de combustibles fósiles.
Pero el mundo es todavía dependiente en casi
80% de la energía primaria provista por combustibles fósiles.
De ellos, el carbón es el más contaminante. Le sigue
el petróleo y luego el gas natural. Por unidad de energía,
la emisión de anhidrido carbónico de la combustión
del carbón es de 1.8, del petróleo 1.5, y del gas
1.
Recientes investigaciones demuestran que, aunque
se decidiera una estrategia para detener drásticamente
las emisiones gasíferas, llevaría más de
100 años reducir las actuales concentraciones en la atmófera.
De allí los planteos para reducir en 60% las emisiones
de anhidrido carbónico, en 15-20% las de metano, y casi
totalmente las de carbonos florados y clorados. Si no hay una
política
global y convergente con estas exigencias algunas
investigaciones pronostican:
a) Aumento en la temperatura media del planeta entre
0.2° C y 0.5° C por década en el próximo
siglo.
b) Aumento en el nivel promedio de los mares de 5
cm por década.
Hay pronósticos menos traumáticos,
pero ya no se discute la condición de amenaza global que
entraña el fenómeno. Quizá por primera vez
en la historia petrolera, los niveles decisorios del poder mundial
consideran seriamente la necesidad de sustituir combustibles fósiles
por el impacto ecológico adverso de su consumo.
Impacto en el mercado.
En Carta Petrolera hemos hecho alusión a los
ciclos del mercado petrolero. Hemos identificado ciclos político-institucionales
(recurso estratégico – commodity) y ciclos económicos
(alza de precios – baja de precios). El ciclo económico
del negocio petrolero es el que condiciona las decisiones de
inversión. Cuando el mercado recibe señales
de escasez de oferta, los precios comienzan a subir, crece la
renta y aumentan las inversiones. El ciclo de expansión
de la industria compromete inversiones con una maduración
de unos 10 años. El incremento de la oferta, para responder
a los mayores niveles de demanda, aparece unos 10 años
después de las primeras señales de escasez.
Cuando crece la oferta, se deprimen los precios y
cae la inversión. Esto ocupa otro período de 10
años, hasta que reaparecen en el mercado las señales
de escasez de oferta.
En los últimos 100 años ha habido cinco
ciclos de aproximadamente 20-22 años de duración.
El último tuvo su pico en 1981. Los pronósticos
proyectan un nuevo ciclo de expansión para comienzos de
1993. Sin embargo, todavía no llegan al mercado señales
de escasez de oferta y los precios tienden a estabilizarse con
tendencia bajista. Algunos analistas lo atribuyen a la recesión
económica internacional. Otros empiezan a interesarse en
la repercusión de la concientización ecológica
del poder mundial.
Si se está globalizando la política
energética para producir una sustitución intrafósiles
y a partir de allí una paulatina sustitución de
combustibles fósiles, es posible que la industria petrolera
no reciba señales de escasez durante esta década.
Tendrá entonces que asumir precios estables y no contará
con beneficios extraordinarios para abordar planes de inversión.
El sector será más dependiente que antes del financiamiento
bancario y, por su obligación de encarar la inversión
ambiental, contará con menos recursos para nuevas aventuras
exploratorias. Crecerá la dependencia de las reservas de
Medio
Oriente, pero en un contexto donde el petróleo
es más commodity que recurso estratégico.
Por todo esto, Carta Petrolera ha subrayado, desafiando
pronósticos convencionales, que la presente década
será muy competitiva para la industria.
El dilema de YPF.
¿Venta de acciones o de activos?.
La disyuntiva no pasa por vender acciones de una
YPF integrada y dominante del mercado local, o de una YPF escindida
en tres o cuatro empresas. Nada asegura que con una alternativa
se pueda obtener más precio que con la otra. La verdadera
disyuntiva se planteaba entre la venta de activos y liquidación
de YPF, por una parte, y la transformación y venta de acciones
de la empresa en el
mercado de capitales, por la otra.
En enero, Carta Petrolera había analizado
el tema analizando la disputa Estenssoro-Orsi. El entonces secretario
de Estado argumentaba que la venta desmembrada de activos de YPF
maximizaría el ingreso fiscal, en comparación con
la vía propuesta por Estenssoro de redimensionar, transformar
y
vender acciones.
El gobierno optó por la estrategia del presidente
de la petrolera estatal. Con la sanción de la ley de privatización
de YPF la cuestión quedó cerrada. Los protagonistas
del mercado local tienen que asumir que deberán competir
con una empresa que por su envergadura tendrá un rol dominante.
También tenderá a imponer prácticas
oligopólicas que le permitan maximizar su renta. Es un
eror creer que la subdivisión de YPF en tres o cuatro subempresas
soluciona el problema. Si el mercado local no está debidamente
internacionalizado, cualquiera sea el tamaño de sus actores
(siempre serán pocos), inevitablemente habrá tendencia
a las prácticas colusivas en perjuicio del consumidor.
Por otra parte, la internacionalización del
mercado no sólo depende de la eliminación de restricciones
regulatorias a la entrada y salida de actores, sino también
de facilidades logísticas, de infraestructura portuaria
y de usos y prácticas en el segmento de comercialización.
Lo que preocupa a algunos petroleros es que la YPF dominante imponga
prácticas oligopólicas inconsultas cuando las condiciones
lo permitan. Preferirían, ante la falta de competencia,
consensuar prácticas colusivas.
Para ello, el tamaño relativo de las empresas
del mercado local debería ser más equilibrado. Lo
que debe preocupar al gobierno es la competencia del mercado petrolero
local. Para ello debe asumir el nuevo papel de garante de competencia,
comenzando por estar muy bien informado de lo que acontece en
el mercado.
En un mercado expuesto a la efectiva competencia
externa, el tamaño de la nueva YPF no es un problema para
los intereses del consumidor. Para la proyección de la
industria petrolera argentina al mundo es una ventaja. Cuando
el país cuente con una política energética,
se advertirá la necesidad a mediano plazo de que los empresarios
petroleros argentinos vayan tomando posiciones fuera del país
(fundamentalmente en reservas). El Gráfico II muestra el
tamaño relativo de YPF frente a sus competidores mundiales.
En el mercado internacional son otros los actores dominantes,
y para interactuar con ellos hace falta envergadura relativa.
Reclamos tributarios.
El sector petrolero vuelve a la carga con distorsiones
tributarias que afectan a la industria. El menú de objeciones
alcanza a los distintos tributos que gravan la actividad.
Impuesto a las Ganancias. Aquí se objeta la
limitación que impone la ley a la compensación de
pérdidas de un ejercicio en los cinco ejercicios siguientes.
La industria petrolera tiene fuertes quebrantos y gastos en los
primeros años de gestión, para ir recuperándolos
en un largo plazo que supera el quinquenio. Resulta pues recomendable
que se extienda la posibilidad de compensación de
los quebrantos a por lo menos 10 años.
Impuesto al Valor Agregado. Se cuestiona que las
Uniones Transitorias de Empresas sean sujetos pasivos del impuesto.
En la industria petrolera, cuando la operación que genera
la asociación es exitosa y se obtiene petróleo,
el IVA de las compras se imputa contra el IVA de las ventas de
las U.T.E, generándose un perjuicio financiero, debido
al largo ciclo de recuperación de la inversión.
Si la asociación no es exitosa, no se generarán
en las U.T.E débitos fiscales para compensarlos, ya que
al fracasar la operación no habrá ventas ni otras
operaciones, porque la única razón de existir del
ente es esa operación y ninguna otra. A su vez, el crédito
fiscal de las U.T.E (saldo a su favor) no
podrá transferirse a los socios porque éstos
son sujetos pasivos distintos ante el impuesto y no existen normas
que permitan la transferencia de saldos a favor entre contribuyentes
(excepto que provengan de exportaciones).
Se propone eliminar a las U.T.E como sujetos pasivos
del gravamen, pasando a serlo por esas operaciones los socios
que las componen, tal como sucede en el resto de los impuestos
nacionales.
De mantenerse a estos entes como sujetos pasivos
del gravamen, se debe permitir la transferencia, en las proporciones
correspondientes a su participación, de los saldos a favor
de las U.T.E a sus socios.
Impuesto a los Ingresos Brutos. Con respecto a este
tributo, la industria comparte críticas generalizadas y
formula algunas observaciones específicas. El hecho imponible
discrimina la actividad de los operadores de contratos de servicio
(que extraen el crudo o el gas para entregárselo a otra
empresa) frente a los que operan su propia producción.
Las actividades de servicio están
generalmente alcanzadas por la alícuota general
que oscila entre 2.5 y 3%. En cambio, la producción primaria
de gas natural y petróleo crudo está gravada a una
alícuota diferencial inferior a 1%.
También se critica que algunas legislaciones
provinciales contengan normas confusas que podrían alcanzar
a las U.T.E como sujeto pasivo del impuesto, con consecuencias
parecidas a las descritas para el IVA. Se propone la armonización
de las legislaciones provinciales de Ingresos Brutos,
rescatando las observaciones formuladas.
Impuesto de Sellos. Como la actividad petrolera es
de largo plazo, los contratos relacionados con ella, como los
de exploración, concesión y servicio, abarcan largos
períodos. Debido a que la obligación de pago se
genera al emitirse el contrato, el costo del impuesto es muy elevado,
si tiene que pagarse sobre la totalidad de los años que
dura el contrato. A su vez, el pago al contado castiga
todo proyecto en su faz inicial.
La industria petrolera reclama que, hasta tanto se
concrete la derogación de todas las leyes de impuesto de
sellos (nacionales y provinciales), resulta necesario que las
distintas jurisdicciones emitan normas que limiten la duración
de los contratos a efectos del cálculo de la base imponible
de
este tributo. También se demanda de las jurisdicciones
provinciales el dictado de normas que permitan pagar el impuesto
en forma financiada, de acuerdo con el calendario de pago que
se fije en el propio contrato para la operación que le
da origen.