Introducción
La industria petrolera permanece como un objeto de estudio importante para analizar las particularidades del desarrollo económico argentino. Su poca relevancia dentro en la rama a nivel internacional contrasta con el peso significativo que históricamente tuvo en la economía doméstica, tanto por los volúmenes de inversiones implicadas en su desarrollo como por su contribución a generar situaciones de déficit comercial en aquellos tiempos en los que se torna necesaria la importación de hidrocarburos.
Desde sus orígenes, en los primeros años del siglo xx, la industria petrolera argentina recibió la atención de numerosos trabajos que fueron reproduciendo en sus análisis los sucesivos debates entre posiciones políticas que propugnaban alternativamente por una mayor o menor participación del capital petrolero privado. La bibliografía sobre el petróleo en Argentina tendió a hacerse eco de estos antagonismos reproduciendo, en mayor medida, aquella postura que planteaba un dominio completo de la industria por el estado. Esta perspectiva tuvo como exponentes clásicos a Kaplan (1957), Silenzi de Stagni (1955), Frondizi (1955) y Mosconi (1983), entre otros.
Luego de las reformas económicas implementadas a partir del gobierno militar de 1976 se abrió una etapa que fue la más prolífica en estudios sobre el petróleo. En un contexto en el cual la empresa estatal se encontraba en serias dificultades financieras, comenzaron a tomar mayor protagonismo en el gobierno aquellas voces que impulsaban la desregulación y la privatización. La magnitud de los cambios ocurridos, sobre todo durante la década de 1990, hizo que la mayor parte de los trabajos escritos sobre industria petrolera argentina durante las últimas décadas se dedicaran a analizar el efecto de las políticas de desregulación y privatización. En este plano de análisis, sobre lo acontecido en durante la última fase de la industria petrolera local, nos encontramos con dos corrientes principales. Por un lado, una posición minoritaria que interpretó dichos cambios de manera positiva poniendo énfasis en el efecto negativo que habría tenido la intervención del Estado por medio de ypf (Yacimientos Petrolíferos Fiscales). Según esta corriente, la empresa estatal habría desalentado la inversión y abonado al subdesarrollo de la explotación petrolera local, debido a la regulación que ejercía en el sector aguas arriba y aguas abajo, (Paladino, 1990; Montamat, 2007). Autores como Gadano (1998), ya a finales de la década de 1990, cuando el proceso privatizador se encontraba avanzado, buscaron mostrar los efectos positivos que habría tenido en el nivel de inversiones y en la creación de un mercado competitivo de combustibles.
Por otro lado, encontramos una visión más generalizada que enfatiza en que las reformas implementadas durante las últimas décadas tuvieron dos consecuencias principales: 1) el aumento desproporcionado de las actividades de extracción respecto de las de exploración, lo cual condujo a un decrecimiento de la vida útil de las reservas de petróleo y gas, y 2) la primarización de la industria hidrocarburífera nacional en general a partir de que el crecimiento del negocio de la exportación de crudo resultara en que cada vez menos petróleo extraído en Argentina fuera industrializado dentro del país (Bravo y Kozulj, 1993, Bernal, 2005, De Dicco, 2005, Kofman, 2007, Mansilla, 2007; entre otros). En esta línea de pensamiento, trabajos recientes como el de Ana Castellani (2009) retoman las críticas realizadas por Scalabrini Ortiz (1989) a la política de contratos petroleros del último gobierno militar, por los cuales se otorgaban a empresas particulares áreas previamente exploradas por ypf.
Sin desestimar la importancia de los trabajos que aportaron distintas perspectivas del proceso de desregulación y privatización, entendemos que hubo comparativamente pocos estudios que aborden las décadas inmediatamente anteriores al proceso en cuestión. Se desataca los aportes de Kozulj (1993) en su trabajo sobre el proceso de desregulación ocurrido en a principios de los noventas, que incluye un análisis sobre las décadas previas. Luego, entre los aportes recientes, podemos mencionar la complicación de Cristina Lucchini y Angel Cerra (2010) y el reciente libro de Susana Yazbek (2016), quienes analizan la política petrolera del tercer peronismo.
Sostenemos que el excesivo énfasis puesto en las políticas petroleras del período post 1976 hizo que se subestimara el análisis de problemas específicos de la industria petrolera argentina y los condicionamientos del período previo al último golpe militar. Luego, el explicar el retroceso de ypf y la desregulación del sector desde la implementación de un llamado “modelo neoliberal” redujo, invariablemente, el análisis del desarrollo petrolero a una explicación macro sobre el desempeño económico argentino.
De nuestra parte, entendemos necesario nuevos estudios que problematicen los cambios y continuidades entre ambos períodos. En este sentido es que el presente trabajo se propone brindar un aporte al estudio de la problemática general referida a los orígenes del proceso privatizador y sus particularidades en Argentina. En función de este objetivo general, nos proponemos realizar un aporte específico a la comprensión de los antecedentes al proceso iniciado en 1976. Para ello nos centraremos en el análisis de las reformas petroleras ocurridas durante el régimen de contratos implementado en la década de 1960. Más precisamente nos enfocaremos en los impactos producidos por la reforma petrolera del gobierno militar de Juan Carlos Onganía.
La implementación de contratos petroleros, ya desde el gobierno de Arturo Frondizi, fue objeto de diversos estudios, pero la mayor parte contemporáneos a las reformas. Estos escritos se dedicaron mayormente al debate coyuntural acerca de la conveniencia de dichos contratos. Se trataba de estudios abocados a analizar los perjuicios y beneficios económicos que traerían estos. Dentro de esta bibliografía se reproducen las tendencias identificadas anteriormente. Por un lado, quienes reivindicaban el fortalecimiento ypf y consideraron al régimen instaurado a partir del contratismo como un retroceso en beneficio del capital privado (Liceaga, 1963; Casella y Clara; 1963; Notta, 1975; Scalabrini Ortiz, 1977 y 1986 y Silenzi de Stagni, 1983). Por otro lado, aquella posición que se presenta como una crítica al nacionalismo petrolero clásico y planteaba la necesidad de recurrir al capital privado para desarrollar las reservas petroleras (Frondizi, 1958; Sabato, 1963, 1974; Iglesias, 1980 y Gussoni, 1986).
En este trabajo nos proponemos abordar dos elementos que se introdujeron sobre todo a partir de la Ley de Hidrocarburos del gobierno de Onganía, instaurado en 1966, que consideramos que fueron factores importantes en tanto antecedentes para entender los alcances del proceso posterior. A saber, la liberalización de la propiedad territorial y la definitiva fragmentación de la industria petrolera, independizando al sector de refinación de la extracción. El objetivo del presente trabajo es proporcionar elementos para comprender los determinantes del proceso de desregulación y privatización que se desataría en las décadas posteriores, que redujo la participación del Estado al limitado alcance de la Secretaría de Energía. Nuestra hipótesis general es que el proceso abierto en 1976 es coherente con las tendencias que venían desplegándose en décadas anteriores.
En función de nuestro objetivo, el presente trabajo se estructura en cuatro secciones. La primera sección expone en forma breve los antecedentes históricos inmediatos a la reforma hidrocarburífera del gobierno de Onganía. Las secciones segunda y tercera se detienen a analizar sus efectos en las dos instancias antes señaladas: 1) el régimen territorial y 2) la existente fragmentación del sector de extracción y de refinación. Finalmente, la sección cuarta expone aquellas conclusiones que se derivan del presente trabajo y que, entendemos, abren nuevas problemáticas para analizar el proceso posterior.
El régimen de contratos petroleros
Desde la década de 1940, la industria petrolera argentina comenzó a mostrar signos de cambios. La reactivación de la industria petrolera global a partir del fin de la Segunda Guerra Mundial se tradujo en Argentina en un incremento en la actividad petrolera de parte de ypf. En los diez años siguientes al fin del conflicto bélico, la perforación de pozos se multiplicó por tres.[2] Sin embargo, estas actividades que en buena medida tenían como propósito la prospección del territorio en búsqueda de recomponer las maduras reservas descubiertas durante las décadas pasadas, no presentaban resultados inmediatos que pudieran satisfacer la creciente demanda interna.
Durante los años de gobierno peronista se descubrieron importantes yacimientos en Campo Durán y Madrejones, así como también otras en Mendoza, Plaza Huincul, Río Gallegos y Tierra del Fuego (Kaplan, 1957, p.62). Sin embargo, el desarrollo y extracción de las reservas a nivel nacional requería tiempo y recursos, lo cual era incompatible con las limitaciones presupuestarias de ypf (Dachevsky, 2014). En este marco de situación, ya desde el gobierno de Juan Perón se buscó atraer inversiones privadas por la vía de la firma de contratos. Hasta entonces, la vía de acceso del capital privado a las reservas dependía del régimen de concesiones, que desde finales de la década de 1930 se encontraba paralizado y sin posibilidades de expansión, puesto que las grandes áreas petroleras habían quedado en manos de ypf (Dachevsky, 2015). En este marco, los contratos ofrecían condiciones más flexibles para el capital privado. Luego, si bien, el contrato petrolero con la Standard Oil propuesto por el gobierno de Juan Perón no se terminaría aprobando, fue un antecedente de un nuevo régimen que regiría la inserción del capital petrolero privado en las décadas subsiguientes.
Identificamos de este régimen dos rasgos centrales que debemos considerar para poder evaluar las transformaciones ocurridas durante la década de 1960. En primer lugar el contratismo cambia la participación fiscal del estado en los ingresos petroleros privados. Por medio de los contratos, ypf pasa a hacerse cargo de las regalías correspondientes al crudo extraído por las empresas contratistas, las cuales comienzan a abonar impuestos que gravan sus ingresos netos efectivos (por ejemplo, el contrato con la Standard Oil propuesto por el gobierno de Juan Perón) o bien, quedan eximidas de toda forma de pago, como en los contratos de extracción firmados durante el gobierno de Arturo Frondizi. En segundo lugar, el régimen de contratos cambia el modo con que se ejerce la propiedad territorial sobre los yacimientos. Bajo el nuevo régimen, las empresas privadas no acceden directamente a un yacimiento, sino que operan sobre estos a cuenta de ypf. Esto genera una dinámica por la cual, si bien el Estado Nacional y los estados provinciales siguen teniendo derechos de regalía, delegan el ejercicio de la autoridad territorial a ypf. Es decir, que la decisión respecto del cómo, quién y dónde se explota petróleo es ejercida directamente por la empresa estatal. Por esta razón, tanto el contrato propuesto por el gobierno de Perón como aquellos que se firmaron durante el gobierno de Frondizi fueron acompañados por reformas más generales que disponían la nacionalización de la tierra petrolera. Esto es, centralizar la propiedad territorial del subsuelo en manos del Estado Nacional, en detrimento de los poderes provinciales, para que éste pueda ceder su ejercicio a ypf (Dachevsky, 2014).
En definitiva, los contratos pasarían a transformarse en la vía principal de acceso del capital privado a la explotación de las reservas argentina, aunque esto fue el resultado de un proceso con idas y vueltas. En un contexto de discusión sobre el lugar que debía darse a las compañías privadas en la explotación del petróleo, el 1º de mayo de 1958, Arturo Frondizi asumió el gobierno con la promesa de aplicar una política de monopolio estatal. Sin embargo, a pocos meses de asumir, valiéndose de un decreto firmado durante el gobierno militar que lo antecedió, autorizaba a ypf a realizar contratos de locación de obras y servicios de manera directa y llamaba a la firma de contratos con petroleras privadas para explotar el petróleo de los yacimientos controlados por ypf.
En síntesis, los contratos firmados durante el gobierno de Frondizi fueron de dos tipos. Por un lado, se firmaron contratos que eran sólo por perforación y terminación de pozos (Sotheasterm Drilling, Transworld Drilling, saipem, Astra, por ejemplo). Estos tenían como propósito intensificar las actividades de ypf. El pago al contratista consistía de una suma en dólares fijada de antemano. El pago no dependía del crudo extraíble, sino de la inversión realizada. Estos contratos contemplaban una inversión estimada de 70 millones de dólares.[3] Por otro lado, se firmaron contratos en los que la empresa privada sólo perforaba y explotaba un área previamente explorada por ypf (como Astra y cadipsa) o bien en un área supuestamente no explorada previamente (Shell, esso, Cities Service, Continental Oil, Marathon Petroleum, Pan American Oil, Tennesse y Union Oil.). En ambos casos las áreas “concedidas” debían ser devueltas a ypf luego de un plazo determinado y el petróleo debía ser vendido en su totalidad a ypf (salvo en el caso de Shell, como veremos luego). ypf se comprometía a reconocer un precio similar al internacional por barril. Estos contratos representaban mayores inversiones. Las cuales totalizarían aproximadamente 280 millones de dólares.[4]
Tras haber sido depuesto Frondizi en 1962 y luego del breve gobierno de José María Guido, asumía Arturo Illia. Cuatro días antes de su asunción, la Fiscalía de Investigaciones dictaminaba que los contratos firmados eran objetables y que ameritaba la apertura de una instancia administrativa para su esclarecimiento. A poco de asumir, Illia firmaba el decreto 744/63 por el cual anulaba todos los contratos de exploración y explotación firmados durante el gobierno de Frondizi y ordenaba que ypf tomase control de los yacimientos operados por los contratistas.
Luego de este decreto, las compañías contratistas demandaron al Estado contra la anulación y la Corte Suprema terminó resolviendo impedir que ypf tomara control de los yacimientos, hasta tanto no se resolviese el pleito. A partir de entonces comenzó una serie de negociaciones extrajudiciales que concluyeron con acuerdos de indemnización con cuatro de las seis contratistas afectadas. Sólo Pan American y Cities Service (ex Carl Loeb) no llegarían a un acuerdo. Su situación se resolvería recién en 1967 cuando el gobierno militar de Onganía les ratificaría sus contratos. Por su parte las empresas que acordaron indemnizaciones fueron: Tennessee (u$s 42.289.722), Shell (m$n 118.907.129), esso (u$s 45.146.129), Union Oil y Continental (m$n 109.737.786) (Iglesias, 1980, pp. 194-195) y Astra, de la cual no disponemos información sobre la indemnización recibida.
Cabe señalar, que las empresas que no acordaron indemnizaciones eran las principales productoras privadas en operación (Gráfico 1). Luego, hasta 1969, cuando se sumaría Pérez Companc, la casi totalidad de la producción privada siguió siendo contribución de Pan American (luego Amoco) y Cities Services (ex Carl Loeb). En este sentido, en la práctica, la anulación terminó operando como una indemnización a los capitales que no habían mostrado éxito en lo inmediato, sin alterar la estructura conformada en el plano de la extracción durante el gobierno de Frondizi.
Gráfico 1: Producción de petróleo por empresa (en barriles), 1948-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Ministerio de Agricultura de la Nación: Estadísticas de Petróleo de la República Argentina, varios años y Secretaría de Energía de la República Argentina: Anuario de Combustibles, varios años.
La anulación de los contratos firmados durante el gobierno de Frondizi ponía en primer plano la necesidad de acordar un nuevo régimen de participación del capital privado en la extracción. Como vemos en el Gráfico 2, las reservas petroleras argentinas, que desde 1953 habían aumentado de manera importante, pasando de 453 millones de barriles en 1954 a 3.669 millones de barriles en 1961, comenzaron a declinar abruptamente desde este último año. Es decir, el desarrollo de los yacimientos descubiertos durante las décadas pasadas permitió, en lo inmediato, ampliar los límites de las reservas comprobadas. Sin embargo, pronto se pondría en evidencia que la posibilidad de ampliar reservas sería más dificultosa y éstas caerían al ritmo de la extracción acelerada desde 1958.
Gráfico 2: Reservas de petróleo según tipo de recuperación requerida (en millones de barriles), 1950-1984
Fuente: elaboración propia en base a datos de Casella y Clara (1963, p. 33), Shell Argentina (1984), Boletín de Informaciones Petroleras, septiembre de 1958 y Revista Petrotecnia, julio de 1985
Con la anulación de los contratos, aunque algunas empresas contratistas siguieron operando, se cerraba un corto período en el que la participación del capital privado se limitaba a la rápida extracción de reservas disponibles, principalmente de manera primaria.[5] Desde 1969, se abría un período en el que todo aumento de producción a futuro, es decir, todo incremento en la variable reservas, dependía de la puesta en marcha de mecanismos más sofisticados y costosos de extracción. El Gráfico 2 es claro en este sentido al permitirnos distinguir la evolución de las reservas en Argentina, según el método de recuperación requerido para su extracción. Allí podemos observar que el contratismo de Frondizi se basó en una extracción intensiva en reservas con recuperación primaria, es decir, de yacimientos con surgencia natural.
Desde 1968, las reservas con surgencia natural se estancan en un nivel absoluto por debajo del heredado por el gobierno de Frondizi y la ampliación de reservas pasó a depender de la aplicación de mecanismos de recuperación secundaria. Para 1975, el 45% de las reservas probadas de la Argentina requerían mecanismos de inyección para ser extraídas. Disueltos los contratos, o mejor dicho, limitados a los ya productivos, la incorporación del capital privado en la extracción requería un nuevo marco regulatorio.
La liberalización de la tierra petrolera
A poco de tomar el poder en 1966, el gobierno militar de Onganía sancionó una nueva Ley de Hidrocarburos, la cual establecía un régimen que combinaba distintos aspectos de los que se habían dado anteriormente. Nos interesa centrarnos aquí en dos aspectos que hacen al objetivo del presente trabajo.
La nueva Ley de Hidrocarburos (17.319) reafirmaba la propiedad imprescriptible e inalienable de los yacimientos por el Estado nacional, en términos similares a los que había fijado la anterior Ley de Hidrocarburos de Frondizi y la reforma constitucional de 1949 (Artículo 1). Es decir, se confirmaba la centralización nacional de la autoridad de los yacimientos. Sin embargo, introducía una novedad: esta centralización, implementada por el gobierno de Onganía, tenía como contracara un menor control territorial de ypf.
El nuevo marco regulatorio establecía un área de reserva de 381.100 kilómetros cuadrados, en las distintas regiones productivas del país, a manos de YPF, donde ésta podía explorar y explotar directamente o bajo contratos. El área restante, es decir, 1.350.000 km2 de subsuelo continental y 1.000.000 km2 de subsuelo marítimo quedaban bajo control de la Secretaría de Energía. La cual, se contemplaba que realizaría llamados a concurso para que las empresas privadas se postulen como posibles concesionarias. Es decir, la ley de hidrocarburos del gobierno Onganía establecía un régimen para las áreas de reservas de ypf donde ésta podía continuar con la política de contratos y donde de hecho se ratificaron los contratos de Pan American y Cities Services, y, al mismo tiempo, reabría el régimen de concesión para el resto de las tierras.
Tanto las áreas en control de ypf como las áreas para concesión privadas estaban reglamentadas bajo un régimen similar de ocupación de tierras, contemplando un programa de reducciones entre las fases de exploración y explotación que alcanzaba al 50%. En lo referido a la tributación, la nueva ley mantenía la regalía en torno al 12% (Art. 59), que podía elevarse al 15% si el petróleo era extraído durante la fase estipulada como de exploración (Art. 21).[6] A su vez, mantenía el principio de que la regalía era apropiada por las provincias. Es decir, la propiedad del Estado nacional sobre los yacimientos se limitaba en la práctica al ejercicio de la autoridad territorial, pero no se efectivizaba en la percepción de renta.
Finalmente, la ley daba lugar a que, como dijimos, ypf firmara contratos de asociación con el capital privado en sus áreas de reserva. Se estipulaba que dichos contratos no estaban exceptuados de los impuestos normales e impuestos a las ganancias. Sin embargo, no impedía que pudiesen ser diferidos a ypf, como sucediera durante el gobierno de Frondizi.[7]
En lo impositivo, la nueva ley no introducía modificaciones respecto de lo que ya se había visto en la Argentina hasta entonces. Se ajustaban los cánones por hectárea vigentes desde el código minero y se combinaba la regalía y el impuesto a las ganancias, junto con la posibilidad de diferir impuestos; de manera flexible y factible de ajustarse a las distintas modalidades de uso del suelo. En este sentido, podemos afirmar que en lo impositivo la nueva ley mezclaba aspectos de la ley de 1935 y de los contratos existentes. Por un lado, reflotaba la figura de concesión, con la salvedad aquí de que a diferencia de sus predecesoras fijadas por el código minero de 1886, no eran a perpetuidad, sino por un plazo limitado. Por otro lado, el nuevo régimen daba lugar a la posibilidad de que las distintas formas de impuestos se combinasen hasta alcanzar el 55% de los ingresos netos de la empresa concesionaria (Art. 56). Es decir, mezclaba la figura de concesión con cláusulas de tipo 50:50 propia de los contratos. Aunque, vale aclarar, el hecho de que se contemple que los impuestos totales alcancen al 55% no anulaba la forma de regalía. La regalía se mantenía y a ella se le agregaban el resto de los impuestos hasta alcanzar el porcentaje mencionado, según el caso. Es decir, la Ley procuraba alcanzar el mayor grado de flexibilidad posible para la firma de nuevos contratos entre ypf y privados.
En definitiva, la nueva ley contemplaba un nuevo régimen de tenencia de la tierra y de tributación que combinaban distintos aspectos de los regímenes anteriores. En lo referido a la tributación, las modificaciones introducidas no significaban una transformación sustancial respecto de lo que ya venía ocurriendo en la Argentina. Sin embargo, donde efectivamente la Ley 17.19, que se mantuvo en vigencia hasta 2007, introducía un cambio significativo era en el primer punto que mencionamos respecto del retroceso de ypf en el control de los yacimientos. Consideramos que en este aspecto, el régimen instaurado por Onganía significó una retracción definitiva en el poder territorial de ypf.
Desde los orígenes de la explotación petrolera hasta el gobierno de Frondizi, inclusive, se había registrado, con distintos grados y modalidades, un avance sostenido del control centralizado del territorio por ypf. En cambio, la nueva ley implicaba la apertura de una extensa porción del territorio para ser puesta a libre disposición del capital privado. En consecuencia, la Argentina desarrollaba, a partir de esta ley, un movimiento contrario al que se estaba efectuando en los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (opep) durante estos años. Cabe señalar que durante estos años los principales países productores estaban atravesando una transición de la propiedad estatal librada a disposición del capital privado a la propiedad nacional que le imponía a estos cada vez más restricciones. En este marco, los ministerios de petróleo eran progresivamente reemplazados por las compañías nacionales, en lo que se refiere al control del territorio y manejo de la relación con el capital privado. En cambio, en Argentina, comenzaba a darse el proceso inverso. Es decir, ypf, la compañía nacional, comenzaba a ser desplazada por la Secretaría de Energía, que operaba de manera análoga a los ministerios de petróleo de los países de la opep.
Si bien, tanto ypf como la Secretaría de Energía son entes estatales, dependientes del gobierno nacional, expresan posibilidades distintas para la intervención estatal. La primera expresa al Estado avanzando en un control efectivo de la tierra y la renta a partir de un ente que reúne el capital y los conocimientos requeridos por la actividad. ypf representa, independientemente de que recurra a los llamados contratos petroleros, la fusión de la propiedad de la tierra y el capital, pudiendo de esta manera programar las inversiones de acuerdo a los requisitos que exige cada porción de subsuelo y contar con un mayor control sobre la magnitud de los ingresos extraordinarios apropiables por el sector. ypf significaba, a su vez, un avance sobre los problemas derivados de la fragmentación territorial, consolidando la subordinación del suelo al subsuelo.[8] En cambio, la Secretaría de Energía no puede más que asumir las funciones que anteriormente recaían en el Ministerio de Agricultura. Es decir, la delimitación superficial del territorio y su puesta a disposición del capital petrolero. Al igual que ocurría con los ministerios de petróleo en los países de la opep, la Secretaría de Energía se limita a adjudicar tierras y fiscalizar el cobro de regalías sobre una actividad que no puede controlar de manera efectiva.
Un punto de fundamental importancia aquí es que la nueva ley obraba de igual modo para la explotación estatal y privada en lo referido al programa de reducciones de tierras, en las distintas fases de la actividad. Es decir, que en ambos casos, a los cinco años de sancionarse la ley, pasaban a disposición de la Secretaría de Energía el 50% de las tierras que no pasaran de la fase de exploración a la de explotación. Este porcentaje estaría sujeto a reducciones sucesivas que alcanzarían al 12,5% del área original. Esto significaba que aunque ypf se reservara para sí las tierras comprobadas existentes, era impotente para encerrar al capital privado en áreas no productivas, como lo hiciera durante la década de 1920 y 1930 (Dachevsky, 2015). Por el contrario, el nuevo régimen contemplaba un movimiento inverso. Es decir, que ypf quedase cada vez más reducida a sus yacimientos en explotación, sujetos a la madurez que afecta a todo yacimiento, mientras que las tierras no comprobadas o semicomprobadas pasaban, a partir del quinto año de sancionada la ley, a la Secretaría de Energía, para que ésta pueda concesionarla al mejor postor. En esta instancia, ypf debía entrar en competencia con las empresas privadas.
El único modo por el cual ypf podía demorar este proceso, aunque nunca evitarlo de manera definitiva, era mediante una súbita y masiva inversión en el desarrollo de campos existentes. Sin embargo, nuevamente, esto suponía una capacidad financiera que ypf no disponía.
Cuadro 1: Programa de devolución de áreas previsto en la Ley 17.319 para las distintas fases de la actividad petrolera estatal y privada
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Períodos |
Años |
Superficie |
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Primer período Territorio continental Plataforma submarina |
5 años |
100% |
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Segundo período Territorio continental Plataforma submarina |
5 ó 6 años 3 años |
Reduce 50% por lo menos |
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Tercer período Territorio continental Plataforma submarina |
3 ó 4 años 2 años |
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Plazo de prórroga |
2 ó 3 años |
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Opcional |
5 años |
Reduce 50% (corresponde 12,5% de la original) |
Fuente: elaboración propia en base a Pigretti (1967).
En el Gráfico 1 vimos que la producción petrolera privada durante la década de 1960 y, por lo menos, hasta mediados de la década de 1970, se siguió apoyando mayoritariamente en los contratos firmados durante el gobierno de Arturo Frondizi (Cities Servicies y Amoco) y en la aparición de nuevos contratos, como el de Perez Compac.[9] Si analizamos, desde finales de la década de 1960 y los primeros años de la década de 1970, encontramos un rasgo común en las áreas que fueron cedidas bajo la modalidad de concesión que las diferenciaban de las cedidas bajo la modalidad de contratos. Mientras que las primeras eran áreas no exploradas, que requerían de la participación de capitales exploradores, las segundas correspondían a reservas comprobadas o semicomprobadas.
Del primer tipo, están los casos del llamado a concurso para la concesión de áreas a explorar en San Juan que sería adjudicado a la empresa Shell en 1969. Luego de cuatro años y sólo dos pozos perforados, que resultaron improductivos, la empresa angloholandesa devolvía las áreas a la Secretaría de Energía (Shell capsa, 1984, pp. 37-38). También puede señalarse el concurso de yacimientos en el área Magallánica de 1970 (87.000 km2) que no arrojaría resultados positivos, sino hasta la década de 1980.
Luego, encontramos otros casos donde áreas que originalmente fueron concursadas para concesión, serían adjudicadas a ypf, previa anulación del concurso, para que ésta las cediera bajo la forma de contrato. Tal es el caso de los yacimientos ubicados en la región de Orán (64.000 km2) y de la Cuenca Austral (97 km2) cuyos concursos se anularon en 1971 y pasaron a manos de ypf, que luego las ofrecería a capitales contratistas.[10] Estas se trataban de áreas sobre las cuales ypf había realizado trabajos en las cercanías y se tenía conocimiento de reservas probables.
Finalmente, nos encontramos con áreas cuyas reservas ya habían sido comprobadas o parcialmente comprobadas y serían cedidas directamente a empresas contratistas. Tal es el caso del contrato firmado con Bridas y Astra por un área de 51.000 km2 en Neuquén en 1970, y del contrato con Perez Companc, al cual hicimos mención anteriormente (Scalabrini Ortiz, 1977, p. 27).[11]
El nuevo régimen no implicó un cambio sustancial, en lo inmediato, en referencia al modo en que el capital petrolero accedía a la explotación de las reservas. La predominancia de la forma de contratos petroleros y su participación ampliamente mayoritaria dentro del conjunto de la producción privada se debió a que los contratos seguirán siendo la vía por la cual, las empresas privadas podrán acceder al negocio de la explotación de reservas, sin abordar la fase de exploración. Esto, en un marco, donde comenzaba a generalizarse la aplicación de mecanismos de recuperación secundaria en la extracción de crudo.
Como vimos en la sección anterior, luego de la caída de reservas que significó la sobreexplotación de reservas ya probadas durante los años de Arturo Frondizi, desde 1969 comenzó una recuperación de reservas basada en la aplicación de nuevas técnicas de extracción. Es decir, no en el descubrimiento de nuevos yacimientos surgentes, sino en la innovación en extracción que permitía considerar como reserva, aquello que hasta entonces no era contabilizado por no poder ser extraído.
En esta nueva etapa de la industria petrolera, las empresas contratistas ocuparon un lugar central. En primer lugar, porque fueron pioneras en la aplicación de la recuperación secundaria en el país, durante los años del frondizismo. En segundo lugar, porque alcanzaron niveles mayores de extracción por esta vía que ypf, sobre una masa total de producción significativamente menor. Lo cual, revela una división del trabajo dentro del sector petrolero nacional, donde claramente las empresas contratistas aparecen aplicando de manera más intensiva mecanismos de recuperación secundaria en yacimientos no surgentes (Gráficos 3 y 4).
Gráfico 3: Producción de petróleo por recuperación secundaria (barriles), 1962-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Revista Petrotecnia, agosto de 1980.
Gráfico 4: Producción de petróleo por recuperación secundaria sobre el total (en porcentaje), 1958-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Revista Petrotecnia, agosto de 1980.
Por último, cabe señalar que si bien la aplicación de nuevos mecanismos de recuperación implica montos superiores de inversión en la fase de extracción, en tanto vía para aumentar las reservas disponibles es un camino por el cual el riesgo minero se reduce, puesto que, como ya mencionamos, se trata de estructuras ya descubiertas o semidescubiertas.
De aquí que la opción de la concesión sea ejercida durante estos años principalmente por capitales como Shell que no buscaban insertarse en el negocio de la extracción, sino que intentaba hacerse de una fuente local de abastecimiento de crudo propio para su refinería ubicada en las afueras de Buenos Aires. Ocurre aquí que a diferencia de los contratos, donde el crudo extraído debía ser vendido a ypf, las concesiones aseguraban, a cambio de asumir un mayor riesgo, una libre disponibilidad del crudo obtenido. Cabe aclarar que la libre disponibilidad se acotaba a su uso en el mercado interno en tanto no se alcanzara el autoabastecimiento del país (Art. 6). De todos modos, esto significaba una ventaja para aquellos capitales con estructuras instaladas en el plano de la refinación que buscaban acceder a fuentes propias de crudo.[12]
En definitiva, luego de la anulación de los contratos petroleros firmados por el gobierno de Arturo Frondizi, se daría lugar a un nuevo marco regulatorio petrolero que retomaba aspectos de los regímenes anteriores pero que introducía cambios importantes. Si bien en lo inmediato, el régimen de contratos siguió prevaleciendo como norma para la inserción de capitales privados en una etapa en la que la expansión de reservas se apoyará en mecanismos de extracción más sofisticados, la nueva ley sentaría las bases sobre las cuales se apoyaría un proceso de descentralización de la tierra que tomaría forma más acabada durante la segunda mitad de la década de 1980.
Fragmentación de la industria y del precio del petróleo
En la medida en que, bajo las condiciones antes descriptas, empresas como Shell y esso no se extendieron sus actividades hacia los contratos de extracción, la nueva Ley de Hidrocarburos de Onganía introducía otra novedad de importancia en el diseño de un nuevo régimen petrolero. Nos referimos a su artículo sexto, en el cual se hacía mención específica al precio de los subproductos y se establecían pautas que debían preservarse en la fijación de precios internos del petróleo crudo. En pocas palabras, la ley buscaba proteger a las empresas refinadoras ante la posibilidad de que la fijación de precios de crudo internos, en combinación con los precios de los combustibles y niveles de retención fijados por la Secretaría de Energía, estrangulasen el margen de refinación. Este punto es importante en la medida en que confirmaba una cuestión que ya había aparecido en la práctica, sin ser tenida en cuenta en la Ley de Hidrocarburos de Frondizi. A saber, la fragmentación del sector de extracción respecto de la refinación.
Debemos dar cuenta de los cambios ocurridos en la relación entre el sector de refinación y extracción a partir de la aparición del contratismo. Se destaca aquí como consecuencia del nuevo régimen de contratos desde el gobierno de Frondizi que por primera vez la industria petrolera nacional avanzaba rompiendo la integración entre ambos sectores.
En un país donde el precio del crudo se reducía al registro contable de regalías, puesto que el intercambio de crudo entre empresas locales era mínimo, el avance de la extracción local sobre la base de contratos se desarrolló sustituyendo importaciones que, en el caso de esso y Shell realizaban desde regiones bajo su control en otras regiones del planeta.[13] Sin embargo, durante la década de 1960, por primera vez, empezaba a generalizarse el que las principales refinadoras (esso, Shell e ypf) procesaran crudo extraído en el país, pero no por ellas.
Gráfico 5: Petróleo procesado por Shell según procedencia (porcentajes), 1950-1975
Fuente: Elaboración propia en base a Anuarios de Combustibles, varios años.
La aparición de empresas contratistas especializadas en la extracción introdujo una mediación en la integración de la industria. Se produjo entonces una diferenciación entre el precio que recibía la empresa extractora y el precio que efectivamente pagaba la empresa refinadora. La aparición de las empresas contratistas implicó una fragmentación de la industria petrolera local en dos ámbitos separados de acumulación. Se generaba una división entre empresas particulares que se dedican a la extracción y basan su rentabilidad en la firma de contratos de extracción, y empresas que centran sus actividades en la refinación.
En definitiva, desde la aparición de los contratos ocurrió un proceso en el cual, por un lado, la producción de crudo local aumentó de la mano de empresas contratistas que vendían el petróleo a ypf a un precio determinado de antemano. Por otro lado, las empresas refinadoras sustituyeron sus importaciones por dicho crudo local. La nueva ley hace mención a esta cuestión en un contexto en el que la sustitución de crudo importado por crudo local se encontraba avanzada y tornaba necesario definir nuevos criterios para regular los precios internos del crudo. En los años subsiguientes, los faltantes de crudo para alcanzar el autoabastecimiento serían importados, pero con una participación mayoritaria de ypf que pasaría a convertirse en la principal empresa importadora. Luego, en 1971, durante el gobierno de Levingston, se ratificaba este nuevo rol de ypf otorgándole el monopolio de la importación de crudo.
Desde la reforma petrolera del gobierno de Onganía, el Estado pasaba a tomar mayor protagonismo regulando la fragmentación existente en la industria petrolera. Debemos considerar entonces qué implicancias concretas tuvo esta fragmentación para el desarrollo posterior de ypf y la estructura petrolera nacional. La diferencia entre el precio pagado a los contratistas y el precio pagado por las refinadoras siguió una evolución marcada por dos etapas. Entre 1959 y 1970, el precio pagado por las refinadoras fue, en promedio, un 39,45% superior al pagado por ypf a las empresas contratistas (Cuadro 2). Es decir, que las ganancias de las empresas contratistas no eran directamente absorbidas por ypf, sino que trasladadas al precio de venta del crudo. Esta situación cambió súbitamente a partir de 1971, cuando comenzó a registrarse el movimiento inverso y la empresa estatal empezó a vender a las refinerías privadas un crudo que había comprado a precios superiores. De esta manera, desde 1971 ypf se encontraba subsidiando al sector refinador privado a expensas de su propia rentabilidad. Cabe señalar que el precio de venta a refinerías, es decir, el precio fob regulado por Secretaría de Energía, se transformó en la referencia del precio de la regalía. Es decir, a partir del contratismo, las regalías que recibían las provincias pasaban estar medidas por el modo en que la Secretaría de Energía de la Nación regulaba los ingresos apropiables por el sector de refinación. Luego, la subordinación de las provincias a este nuevo esquema despertaría conflictos durante la segunda mitad de la década de 1970, cuando el precio interno, por regulación estatal, fue mantenido muy por debajo de toda referencia internacional, en el marco de la denominada crisis del petróleo.[14]
Cuadro 2: Precios del petróleo en la Argentina (dólares por barril), 1959-1975
|
Año |
Precio fob en Golfo Pérsico |
Precio cif en Buenos Aires |
Precio pagado por ypf a contratistas |
Precio pagado por refinadoras a ypf |
Dif. entre precio de refinadoras y de contratistas |
|
1959 |
2,08 |
2,92 |
1,59 |
2,04 |
28,80% |
|
1960 |
1,9 |
3,06 |
1,59 |
2,14 |
35,10% |
|
1961 |
1,8 |
3,19 |
1,59 |
2,23 |
40,70% |
|
1962 |
1,8 |
3,02 |
1,59 |
2,16 |
35,79% |
|
1963 |
1,8 |
3,21 |
1,48 |
2,02 |
36,26% |
|
1964 |
1,8 |
2,71 |
1,48 |
1,88 |
26,81% |
|
1965 |
1,8 |
2,41 |
1,48 |
1,73 |
17,07% |
|
1966 |
1,8 |
2,37 |
1,48 |
2,08 |
40,55% |
|
1967 |
1,8 |
2,76 |
1,48 |
2,27 |
53,43% |
|
1968 |
1,8 |
2,87 |
1,48 |
2,41 |
62,87% |
|
1969 |
1,8 |
2,95 |
1,48 |
2,33 |
57,23% |
|
1970 |
1,8 |
2,6 |
1,52 |
2,1 |
38,74% |
|
1971 |
2,24 |
3,22 |
1,69 |
1,49 |
-11,90% |
|
1972 |
2,48 |
3,17 |
1,7 |
1,17 |
-31,05% |
|
1973 |
3,29 |
5,46 |
1,84 |
1,11 |
-39,50% |
|
1974 |
11,58 |
15,97 |
2,32 |
1,99 |
-14,19% |
|
1975 |
11,53 |
13,98 |
3 |
1,44 |
-52,05% |
Fuente: elaboración propia en base a BP (2014) y Anuario de Combustibles, años 1959 a 1975.
Si bien, las estadísticas petroleras argentinas no permiten un registro cruzado de intercambio entre empresas, se sostiene aquí que ypf actuó como un vínculo efectivo entre ambos sectores por identificarse una estrecha relación entre crudo extraído por contratistas y vendido a ypf y el crudo de origen local comprado por las refinerías privadas. En el Gráfico 6 podemos ver que la producción de crudo por contratos vendido a ypf y el volumen de crudo nacional vendido por ypf a las refinerías privadas evolucionaban en forma correlacionada.[15] Esto significa que 1) la sustitución de importaciones del sector refinador marchó junto con la evolución de la producción por contratos y 2) que el diferencial de precios entre la venta de los contratistas y la compra de los refinadores debe ser considerado como un mecanismo de transferencia intersectorial que tuvo a ypf como variable de ajuste.
Gráfico 6: Producción por contratos y refinación privada de crudo vendido por ypf (miles de barriles), 1962-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Anuario de Combustibles, varios años.
Dando cuenta de esta diferenciación en el precio interno del crudo, en el Gráfico 7 presentamos una cuantificación de los saldos existentes entre el precio de compra del crudo a contratistas y el precio de venta al sector privado. Vale aclarar que el precio recibido por el contratista es a boca de yacimiento, mientras que el pagado por la refinadora es en la puerta de la refinería. En este sentido, se ajustó el cuadro anterior, adicionando al precio fob un 20% en concepto de flete y seguros. Este porcentaje no fue escogido arbitrariamente, sino que fue extraído de las resoluciones de la Secretaría de Energía y los decretos del Poder Ejecutivo nacional en los que se establecían los valores de los combustibles en sus distintas instancias. El resultado de la cuantificación es expuesto en el Gráfico 7, donde podemos observar la magnitud del quiebre producido en 1970 y como a partir de entonces se profundiza el subsidio del sector refinador, en perjuicio de ypf.
Gráfico 7: Saldo de venta de crudo de ypf a refinerías privadas (miles de dólares corrientes), 1962-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Cuadro 2 y Gráfico 6.
En definitiva, con la fragmentación propiciada por el nuevo régimen se dio lugar a un sistema diferenciado de precios en el cual ypf asumía un rol de mediador entre dos sectores independientes.
Cabe aclarar que el identificar una masa de crudo subsidiado que ypf otorgaba al sector refinador no significa que esto se reflejara de manera inmediata con un resultado neto negativo en los rendimientos de la empresa. La pérdida que representa el crudo subsidiado era parcialmente compensada por la provisión de crudos propios cuyos costos de extracción eran inferiores al precio de mercado. Esta cuestión puede ser ponderada comparando la evolución del precio de la canasta de crudos procesados por ypf y por las refinerías privadas. Allí podemos observar que el uso de distintas proporciones en la composición de la canasta refinada no se cancelan entre sí, sino que dan lugar a una evolución en la cual se verifica la existencia de un beneficio extra para ypf durante la década de 1960, que se explica por acceder al crudo de origen nacional a un precio más favorable y emplear un menor porcentaje de crudo importado (13,71% contra 16,83% del sector privado), y un movimiento inverso, a partir de 1970, que se profundizaría con el tercer gobierno peronista, a favor del sector privado, cuando dicho sector se vio beneficiado por la compra de crudo a ypf a un precio de reventa subsidiado.
Gráfico 8: Precio de la canasta de crudos refinados por ypf y por el sector privado (dólares corrientes por barril), 1962-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Anuario de combustibles, años 1962 a 1975.
Las diferencias de precio entre ambas canastas ponderadas por el volumen procesado y por la composición de derivados producidos nos permiten llegar al saldo refinador final (Gráfico 9). Allí se observa como el modo en que se estructuró la industria a partir de la fragmentación entre extracción y refinación derivó en un resultado doblemente negativo para ypf: 1) por la venta de crudo subsidiado a refinadoras privadas, que determinaron que el margen de ypf sea, a partir de 1970, comparativamente cada vez más inferior y 2) la creciente “especialización” de ypf en derivados menos rentables que la nafta, que explican la brecha entre el margen de refinación de nafta y el total.
Gráfico 9: Margen de refinación de ypf en relación al margen de refinación privado (porcentajes), 1962-1975
Fuente: elaboración propia en base a datos de Anuario de combustibles, años 1962 a 1975.
Los cálculos presentados en la presente sección nos permiten dar cuenta de que la política petrolera que se consolida a partir del gobierno militar de 1966 no sólo significó la cesión de posiciones en el plano aguas arriba, sino que profundizó una política que también terminaría favoreciendo al sector privado de refinación, en perjuicio de ypf. Mientras que en el plano aguas arriba, el retroceso de ypf tomaba forma concreta en una apertura que liberalizaba parcialmente el acceso a los yacimientos, en el plano aguas abajo era producto de un conjunto de regulaciones que transferían beneficios a las refinadoras privadas.
Conclusiones
Como fuera reconocido por la bibliografía que analizó el proceso de desregulación y privatización petrolera en Argentina, el gobierno militar instaurado en 1976 generó condiciones de mayor rentabilidad para el capital petrolero privado, en detrimento de la empresa estatal. Sin embargo, los problemas de ypf comenzaron antes. En este artículo identificamos dos factores que, aunque no agotan el problema, plantean serios condicionantes para el desarrollo futuro de la intervención estatal en la industria.
En primer lugar, la reforma petrolera de Onganía rehabilitaba la forma de concesión promoviendo un esquema que progresivamente reducía la autoridad territorial de ypf en favor de una oficina administrativa sin capacidad técnica acorde, como es la Secretaría de Energía. Si bien, como vimos, la figura de concesión no resultó en un sustancial incremento inmediato de las concesiones privadas, marcó el cierre definitivo de una etapa, que se extiende desde los orígenes de ypf, durante la cual la empresa estatal avanzaba progresivamente en el control territorial del país. Desde la nueva Ley de Hidrocarburos, aquí tratada, se proveyó el marco legal necesario para una nueva fragmentación de la tierra que se reimplementó de manera acabada durante las reformas económicas de la década de 1990.
A su vez, en la estructura petrolera argentina, la aplicación del régimen de contratos había implicado la fragmentación de la industria. La extracción y la refinación que hasta entonces operaban integradas en capitales que se desenvolvían en ambos planos (controlando producción e importación de crudo, así como también la refinación), pasarían a operar como ámbitos de acumulación distintos. La incorporación de capitales contratistas significó transformar a la extracción y a la refinación en negocios rentables en sí mismos de manera independiente.
Desde la década de 1960, ypf dejaba de cumplir el rol que tuviera en sus orígenes de canalizar la concentración y centralización de capital (Dachevsky, 2013) para transformarse en el garante del funcionamiento de los distintos ámbitos de acumulación. Respecto de la extracción, ypf se comprometía a pagar precios internacionales por crudos para cuya extracción fueron necesarias inversiones exploración realizadas previamente por la propia empresa estatal. A su vez, los ingresos de las empresas contratistas estaban exentos en la práctica de las regalías, impuestos a las ganancias y otras formas normales de impuestos. Estos gravámenes serían asumidos en la práctica por la empresa estatal. De esta manera, los contratistas recibían el precio íntegro y las provincias seguían percibiendo sus regalías.
Respecto de la refinación, no puede afirmarse que durante el período analizado se haya registrado un avance en el sentido de la desregulación y la liberalización del mercado, pero sí un conjunto de regulaciones que redujeron el poder económico de ypf. Al respecto, en este trabajo pudimos ver que la reforma petrolera de 1967 tomaba en consideración a la nueva relación existente entre la extracción y refinación. Vimos también el modo en que la política implementada actuó regulando los precios internos del crudo y la distribución del mercado de subproductos de manera de salvaguardar los márgenes de las refinadoras privadas, aun cuando esto significase un perjuicio de ypf.
Durante este período, la intervención del Estado se afianzó en la distribución interna del crudo, regulando el precio por el cual ypf vendía a las refinerías el crudo adquirido a las contratistas, así como también, desde la implementación de la Mesa de Crudos en 1971, en la asignación de cuotas de refinación. De conjunto, en esta regulación registramos la existencia de dos etapas. Hasta finales de la década de 1960, el saldo entre el precio de compra y el precio de reventa era favorable a ypf y se trasladaba al precio final del producto derivado. Luego, a partir de la década de 1970, en un contexto inflacionario general, la regulación de los precios de reventa tendió a que ypf absorbiera el diferencial que antes trasladaba. Lo cual, en combinación con una mayor participación en la producción de subproductos menos rentables significó la aparición de saldos negativos para la empresa estatal. A esto debe sumársele un aspecto, no tratado aquí, que es la diferente distribución de bocas de expendio, por la cual, ypf aseguraba, en comparación a esso y Shell, una mayor presencia en zonas menos rentables del interior del país (Grioni, 1973).
Cabe señalar que de lo aquí plantado no debe inferirse que la forma con que el Estado intervino en el mercado de crudos estuvo exenta de conflictos con las propias refinadoras privadas. Las cuales, a pesar de ser beneficiarias del esquema de precios antes descripto, ejercerían presión en favor de una mayor desregulación petrolera. Entendemos que hay dos focos de conflicto que pueden explicar en parte esta actitud de las compañías privadas. En primer lugar, los cambios en la asignación de crudos implementados desde 1971 que tuvieron como consecuencia mayores niveles de capacidad instalada ociosa en las refinadoras de esso y Shell (Kozulj, 1993, pp. 63-64; Cerra y Grenoville, 2010, p. 17), perdiendo de esta manera beneficios potencialmente aún mayores. En segundo lugar, las restricciones fijadas desde 1971 a la instalación de nuevas bocas de expendió privadas, que reposicionaba a ypf en el tramo final de la cadena de combustibles (Yazbek, 2016, pp. 126-127) y la posterior nacionalización de bocas de expendio de 1974.[16]
Por último, debemos advertir que todas estas formas de transferencias y subsidios al sector petrolero privado que aquí sintetizamos no se apoyaban en una expansión de ingresos extraordinarios de ypf. A diferencia de lo que ocurrían en los grandes países exportadores, esta clase de mecanismos no se sustentaban en una creciente capacidad de intercepción de renta petrolera. El accionar de ypf en el nuevo esquema explica, al menos en parte, que haya tenido que recurrir al endeudamiento, cuyo nivel, respecto de los activos de la empresa, aumentó del 68,71% en 1966 al 132,31% en 1975, año al que ypf llegó a tener un patrimonio neto negativo.[17] Lo cual, a su vez, podemos inferir que parecía incentivado por la existencia de tasas de interés reales negativas durante el período en cuestión (Iñigo Carrera, 2007). Sin embargo, aunque el endeudamiento permitía compensar los resultados negativos a corto plazo, no significó la potenciación de ypf. Por el contrario, ésta terminaría operando a pérdida, sin que esto redunde en una reducción de la presión fiscal sobre los ingresos de la compañía estatal, que llegaría al fin del período estudiado ahogada por impuestos y deudas.
Gráfico 10: Impuestos y ganancias de ypf (millones de pesos de 2010), 1967-1975
Fuente: elaboración propia en base a Memorias y Balances Generales de ypf, años 1967 a 1975.
En definitiva, la reforma petrolera del gobierno de Onganía introdujo regulaciones en dos aspectos que, de conjunto, fueron socavando el poder de ypf y delinearon formas de intervención estatal que terminarían generando condiciones para el retroceso definitivo de la propiedad nacional de los hidrocarburos, en la década de 1990. La reimplementación del régimen de concesiones, donde el poder de autoridad territorial del Estado se reduce al mínimo, fue coherente con la reestructuración de la industria bajo un esquema que llevaría a ypf hacia su descapitalización.
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