Artículo de investigación
Apuntes del CENES
ISSN 0120 - 3053
E-ISSN 2256-5779
Volumen 39 - N° 69
enero - junio 2020. Págs. 103 - 133
La regulación de precios en el mercado de
combustibles en Argentina (1989-2015): del
libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera1*
Fecha de recepción: 7 de marzo de 2019
Fecha de aprobación: 30 de julio de 2019
Resumen: La crisis económica de finales de la década de 1980 implicó un cambio estructural en
la economía argentina, del cual el complejo hidrocarburífero no estuvo exento. En este marco,
el objetivo del artículo es analizar cuáles fueron las propuestas de reforma neoliberales, cómo
fue su implementación y cuál fue el impacto en la dinámica del mercado de combustibles,
considerando su morfología, la dinámica de los precios y las cantidades producidas, tanto durante
los años noventa como luego de la crisis de la convertibilidad y el inicio de un nuevo proceso en
el complejo hidrocarburífero con regulación de precios. Para ello, el estudio contempla el uso de
técnicas de recolección y análisis cualitativas, que permiten relevar y analizar las declaraciones de
los principales actores tanto políticos como económicos, así como técnicas cuantitativas a través
del procesamiento de estadísticas oficiales tanto nacionales como internacionales.
Palabras clave: combustibles, Argentina, oligopolio, privatización, regulación.
Clasificación JEL: L71, L51, L33, N56, O14.
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Barrera, M. (2020). La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre
mercado a una estructura oligopólica. Apuntes del Cenes, 39(69). Págs. 103 - 133 https://doi.org/10.19053/01203053.
v39.n69.2020.9019
*
Doctor en Ciencias Sociales. Investigador del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) y del Área de Economía y Tecnología de la FLACSO. Argentina. Correo electrónico: mbarrera@flacso.org.ar.
http://orcid.org/0000-0003-3303-439X
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La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
Prices Regulation in the Fuel Market in
Argentina (1989-2015): From the Free
Market to an Oligopolistic Structure
Abstract
The economic crisis of the late 1980s implied a structural change in the Argentine economy of
which the hydrocarbon complex was not exempt. In this framework, the objective of the article is
to analyze what the neoliberal reform proposals were, how they were implemented and what was
the impact on the dynamics of the fuel market considering its morphology, the price dynamics
and the quantities produced, both during the nineties as after the crisis of the convertibility and
the beginning of a new process in the hydrocarbon complex with price regulation. For this, the
study contemplates the use of qualitative collection and analysis techniques that allow to survey
and analyze the declarations of the main political and economic actors, as well as quantitative
techniques through the processing of official national and international statistics.
Keywords: fuels, Argentina, oligopoly, privatization, regulation.
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
enero-junio 2020, 103 a 133
INTRODUCCIÓN
Históricamente, el complejo hidrocarburífero en Argentina estuvo controlado
por la compañía estatal Yacimientos Petroliferos Fiscales (YPF) desde que en
1929, siete años después de su creación
como empresa, logró fijar el precio de
los combustibles líquidos comercializados internamente. Hasta la década
de 1990, con sus más y sus menos, el
precio de los bienes energéticos estuvo
desvinculado de los valores internacionales, ya que el peso de la compañía
en la producción de hidrocarburos
(extraía de forma directa el 65% del
petróleo local, y a través de contratistas,
el 33%), en la refinación (70%) y en la
comercialización (63%), le permitía al
Estado establecer una política interna,
amparado en una batería normativa que
con los años le fue dando mayor poder
de regulación a la Secretaría de Energía.
Esta arquitectura institucional sectorial,
característica del modelo de regulación
pública con predominio de la empresa
estatal (Barrera, 2014), en la que el
petróleo extraído era distribuido por
la “mesa de crudos” a las diversas
refinerías existentes a partir de las
cuotas establecidas en función de los
criterios allí fijados, fue desarticulada
con las reformas implementadas por
el Gobierno de Carlos Menem a partir
de 1989 (Barrera, 2014; Gerchunoff,
1994; Kozulj & Bravo, 1993; Montamat,
1995). Se puso en marcha un modelo
privatista en el que en apenas cinco años
se vendieron y se otorgaron concesiones
a algo más de treinta empresas estatales
nacionales de múltiples sectores, por
medio de los cuales el Estado recaudó,
hasta 1999, 23 849 millones de dólares
(Azpiazu, 2003; Gerchunoff & Cánovas,
1995; MECON, 2001b).
En este sentido, el objetivo central
del artículo es analizar cómo operó el
mercado de refinación de petróleo y
ventas de combustibles (downstream)
en Argentina, luego de las reformas de
mercado implementadas en la década
de 1990, que configuraron un mercado oligopólico privado, y cuál fue la
dinámica después de 2002 cuando los
sucesivos gobiernos aplicaron medidas
de controles de precios sobre la misma
estructura oligopólica. Se trata de un
campo escasamente estudiado por la li-
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Mariano Barrera
teratura del sector energético en el país.
La hipótesis central del trabajo es que
en la década de 1990 las firmas privadas
pudieron capturar renta oligopólica por
la posición dominante, pese a las desregulaciones, y que entre 2002 y 2015, los
controles de precios derivaron en que
las firmas restringieran las cantidades
producidas para forzar la convergencia
con el precio de paridad de importación.
Para ello, se dividirá el período en dos
etapas: la primera, que comprende los
años 1989-2001, en los que luego de la
privatización de la petrolera estatal y la
desregulación del complejo energético,
las empresas operaron con plena libertad de mercado tanto en la asignación
de cantidades como de precios, a partir
de la convergencia con los valores internacionales. La segunda, comprendida
entre los años 2002-2015, que se inició
con la ruptura del modelo de convertibilidad y que finalizó con el triunfo en las
elecciones presidenciales de Mauricio
Macri, en la que, en una primera etapa,
se aplicaron políticas que desvincularon
los precios domésticos por debajo de los
externos y que, hacia el final del período
y luego de la expropiación del 51% de
la petrolera estatal, la cotización interna
superó la internacional como un mecanismo de fomento a las inversiones. En
suma, se trata de analizar el impacto de
cada una de las políticas, en su contexto
histórico y a partir de las declaraciones
1
de los principales actores, en el marco
del análisis estructural del mercado.
LOS CAMBIOS ESTRUCTURALES
Y EL CONTEXTO HISTÓRICO
El Gobierno de Carlos Menem comenzó
en 1989 en un contexto de una marcada
crisis económica y política, que desencadenó una reestructuración de la
forma de intervención del Estado en la
sociedad. En el marco del Consenso de
Washington1, se iniciaron los procesos
de privatización de empresas y de desregulación de los mercados, además de la
suspensión de los subsidios, subvenciones, reembolsos y reintegros tributarios
otorgados al capital durante las décadas
previas (Azpiazu, 2003; Pucciarelli,
2011). Al mismo tiempo, se expidieron
tres decretos que implementaron el proceso de desregulación de la actividad
hidrocarburífera. Se trata de los decretos 1055, 1212 y 1589, todos de 1989,
que fueron extinguiendo capacidades
estatales. Las normas eliminaron la
“mesa de crudo”, liberaron los precios
y otorgaron la libre disponibilidad de
los hidrocarburos extraídos a las firmas
privadas, las cuales podían empezar a
importar y exportar sin restricciones y
disponer libremente de hasta el 70% de
las divisas generadas por el comercio.
En los considerandos de las normas
se establecía que el objetivo era fijar
Se utilizó para articular una serie de políticas que pregonaban los organismos internacionales, con el apoyo de
Estados Unidos, hacia América Latina, que consistían en: mantener una férrea disciplina fiscal; reorientar las
prioridades del gasto público hacia campos que ofrecieran un alto rendimiento económico y un potencial de
mejora tanto en la distribución del ingreso, como en la atención primaria de la salud, la educación primaria y la
infraestructura, en detrimento de las empresas públicas; implementar una reforma tributaria; liberalizar los tipos
de interés y de cambio; quitar restricciones al comercio; y librar la cuenta capital y financiera; privatizar empresas
públicas; desregular la economía y garantizar los derechos de propiedad (Williamson, 1990).
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“reglas que privilegian los mecanismos
de mercado para la fijación de precios,
asignación de cantidades valores de
transferencia y/o bonificaciones en las
distintas etapas de la actividad” (Decreto 1212 de 1989) con la finalidad de
que esta desregulación “conduzca a la
efectiva y libre competencia en todos
los segmentos en el menor tiempo posible reflejando los valores internacionales” (Decreto 1055 de 1989)2 (Azpiazu
& Schorr, 2001; Barrera, 2012, 2014;
FIEL, 1999; Gerchunoff & Cánovas,
1995; Kozulj, 2002; Kozulj & Bravo,
1993; Sabbatella, 2014; Serrani, 2011).
El cambio en los precios de los bienes
energéticos en Argentina significó el
paso de un esquema de precios regulados por el Estado a partir de variables
locales (como el índice de precios
mayoristas) a la liberación y dolarización, para que convergieran con las
cotizaciones internacionales. La razón
detrás de estas medidas era que al ser
los hidrocarburos una mercancía como
cualquier otra, con la anulación de las
restricciones al comercio, los sobrantes
de producción local serían exportados,
mientras que la falta de recursos se
resolvería con importaciones. En este
marco, la regulación del Estado no
era necesaria.
2
3
Visto en perspectiva, y tal como se
advierte en la Figura 1, si bien generó
un cambio importante en los precios
relativos3, esta política fue posible por
un doble efecto. El primero de ellos fue
la sanción de la Ley de Convertibilidad
en 1991, que igualó el tipo de cambio en
1 peso= 1 dólar. Las estimaciones realizadas evidencian que el tipo de cambio
real alcanzado se encontró dentro de los
más bajos de la historia del país. Tomando el promedio del período 1991-2001
se ubicó en un 51% por debajo de 19301990 (que, en sí mismo, tuvo fuertes oscilaciones). En la práctica, esta medida
posibilitó que los precios de estos bienes
se pudieran dolarizar con bajo impacto
en moneda local. El segundo elemento
por considerar es que durante esos años
el precio del barril de crudo fue bajo
comparativamente con otros períodos
(30 dólares el barril, la mitad de la década previa y un cuarto del pico máximo
de la siguiente). En suma, en la década
de 1990 el Gobierno pudo dolarizar los
bienes energéticos y hacerlos converger
con los precios internacionales por el
hecho de que se trató de un decenio en
el que coexistieron un tipo de cambio
real atrasado y precios internacionales
bajos en términos históricos.
Integrantes del Gobierno y empresarios se pronunciaron en este sentido. Óscar Parrilli, diputado del Gobierno,
expresó en el debate por la privatización de YPF: “No deseamos que el Estado sea el actor principal de la economía
[…]. Existe un acuerdo en la teoría económica de que los mercados competitivos son los más eficaces y los
únicos capaces de satisfacer la demanda con una mayor oferta a precios más bajos maximizando así el bienestar
económico general” (Diario de Sesiones, 1992, p. 3.164). Por su parte, el vicepresidente ejecutivo de la Compañía
General de Combustibles (CGC), del grupo Soldati, expresó: “Hoy es el cliente el que asegura la competencia y
la diversidad al requerir de nosotros más calidad, mejores servicios y nuevos productos. Qué mejor ‘regulación’
podemos tener que la ‘lealtad a la marca’ por parte de nuestros clientes” (Actualidad Energética, 1992, p. 31).
Una serie de trabajos de autores de diversa extracción ideológica dieron cuenta de los importantes aumentos
registrados durante esos años (Azpiazu, 2003; FIEL, 1989, 1999; FLACSO, 1998).
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Figura 1. Evolución del TCR bilateral con Estados Unidos y del precio Brent del crudo a precios
constantes de 2018 y del índice Brent-TCR 1930-2015 (en dólares por barril y número índice 1999=100).
Fuente: elaboración propia con base en datos de INDEC, BCRA, Ministerio
de Energía, Bureau of Labor Statistics y Department of Energy.
Distinto fue el escenario que se abrió
en 2002 con la devaluación del peso y
el persistente aumento de la cotización
internacional del barril desde mayo del
2004, período en el que coincidieron un
tipo de cambio real elevado históricamente (69% en promedio por encima de
la década de 1990, con una etapa inicial,
hasta 2007 en la que el TCR fue 125%
superior) y el precio del crudo más alto
de la historia. De allí que los gobiernos
que se sucedieron hasta 2015 desacoplaron los precios locales de los internacionales (Arceo, 2018; Kozulj, 2005;
Navajas, 2017; Soares & Naritomi, 2018).
Además de la desregulación, los decretos habilitaban la concesión de activos
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de la petrolera estatal al capital privado.
Se trató de un proceso de fragmentación
de YPF, que implicó la concesión de 147
áreas (equivalentes al 50% de las reservas del país), poliductos, terminales
marítimas, la venta de tres refinerías,
veinte embarcaciones y el despido de
35 689 trabajadores (el 96% de la planta
vigente en 1989, que pasó a operar con
4482 empleados luego de algunas incorporaciones que vieron alteradas sus
condiciones de trabajo), entre los más relevantes (Barrera, 2014; Palermo, 2017).
Así, la fragmentación de YPF, según
enfatizaba el interventor de la compañía
(José Estenssoro), posibilitaría el ingreso de nuevos oferentes al mercado y
contribuiría a la generación del mencio-
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nado “mercado de competencia” como
consecuencia de la desconcentración de
actividades (Estenssoro, 1992).
En esta línea, se privatizaron tres de
las ocho refinerías que tenía YPF. En
1992 fue vendido el 70% del capital
social del poliducto y la refinería Campo Durán a los grupos locales Pérez
Companc (28 %), Pluspetrol (21 %),
Isaura (10.5 %) y Astra (10.5 %), conservando el 30% restante la YPF S.A.
privatizada, los cuales conformaron la
firma Refinería del Norte (Refinor). Las
otras dos refinerías, enajenadas en 1993,
fueron Dock Sud y San Lorenzo. La
primera fue adquirida en su totalidad
por Dapsa (grupo Soldati) que operaba
desde 1973 y en 1989 explicaba el 0.4%
de la capacidad de refinación del país.
La segunda la compró el conglomerado
formado por CGC (42.5 %), también
de Soldati, Pérez Companc (42.5 %) y
Petroquímica Argentina S.A. (PASA,
de Pérez Companc) (15.0 %).
Por la totalidad de las refinerías que
aportaban el 9.5% de la capacidad de
destilación de la Argentina, el Estado
recaudó 88,1 millones de dólares. Más
allá del ingreso percibido por las arcas
públicas, lo sustancial del proceso
fue que le permitió a ciertos grupos
económicos locales que controlaban
un tercio de la producción de crudo del
país (Astra, Pluspetrol, CGC y Pérez
Companc, fundamentalmente) alcanzar
un importante proceso de integración
vertical en toda la cadena hidrocarburífera y en el mercado ampliado de la
energía (Barrera, 2014; Ministerio de
Economía, 1994).
La reestructuración propuesta por el
Gobierno, en los objetivos declarados,
buscaba incrementar la competencia del
mercado “en igualdad de condiciones
para todas las empresas que actúan en
el sector […] en beneficio del interés
general y de los usuarios” (Decreto
1212 de 1989); sin embargo, las normativas sancionadas fueron contrarias a
la consecución de dichos objetivos. En
realidad, los estudios existentes señalan
que la fragmentación propició un formidable proceso de centralización del capital y de reconcentración e integración,
en manos privadas, de la producción
hidrocarburífera local (Azpiazu, 2003;
Barrera, 2014; Kozulj, 2002; Kozulj &
Bravo, 1993; Mansilla, 2007).
Tal como señala la Figura 2, luego de
la desregulación de la actividad y de
la privatización de los activos de YPF,
el mercado argentino se mantuvo
altamente concentrado tanto en procesamiento como en comercialización
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de los principales combustibles, con
índices4 que descendieron luego de la
privatización, pero que posteriormente
recuperaron valores previos por las
fusiones y adquisiciones de empresas5.
Se trata, en última instancia, del paso
de un mercado oligopólico público a
una morfología levemente más segmentada “de tipo oligopólico [privado]
con liderazgo de precios por parte del
actor predominante (YPF)” (Kozulj,
2002, p. 22). Contrariamente a lo que
señalaba el Gobierno, esta morfología
de mercado se alcanzó por una serie
de trabas normativas que limitaban
la competencia. La Ley 23.966 y su
Decreto Reglamentario 2.485 de 1991
establecían como límites para importar
la necesidad de haber comercializado
no menos de 100 000 m3 durante el año
anterior para poder inscribirse en el
Registro de Empresas Petroleras. Pero,
por otro lado, debían poseer un patrimonio no inferior al impuesto más alto
creado por la Ley 23.966 (nafta súper
de más de 92 RON) sobre un volumen
de 50 000 m3 de combustible (cercano
a los 25 millones de dólares). Incluso,
4
5
la normativa agregó otro obstáculo a
la competencia al diferenciar entre los
importadores y los refinadores locales,
ya que mientras los primeros debían
tributar el ITC “juntamente con los
derechos de importación y el impuesto
al valor agregado”, a los segundos se
les permitía abonarlo “con la entrega
del bien, emisión de la factura o acto
equivalente, el que fuera anterior”.
Así, producto de las barreras “naturales” que contribuían a impedir la
convergencia de los precios locales con
los externos (vinculadas a la poca capacidad de almacenaje, ausencia de profundidad en el calado e infraestructura
portuaria, etc.), pero, principalmente,
como consecuencia de las barreras
“político-institucionales” mencionadas,
se consolidó un mercado altamente concentrado (Azpiazu, 2003; Gerchunoff,
1994; Gerchunoff & Cánovas, 1995).
Este análisis es de sustancial relevancia
porque permite ver ciertos “vicios” en
el origen del proceso con “sesgo” hacia
el sector privado, que afectaron su posterior funcionamiento.
El índice que se construyó para analizar este fenómeno es el Herfindahl–Hirschman (IHH), que se calcula sumando
los cuadrados de las distintas cuotas de mercado de cada uno de los participantes, lo que confiere un peso superior
a aquellas firmas que tienen una participación mayor en la actividad. En caso de existir un monopolio, el índice
alcanzará un valor de 10 000 y a medida que se incrementa la competencia en la actividad, el indicador tenderá a
acercarse a 0. Así, existen tres cortes para medir la morfología del mercado: cuando el índice refleja un valor por
encima de 2500 puntos (hasta 10 000), se estima que es un mercado “altamente concentrado”; en cambio, entre
valores superiores a 1500 y menores a 2500, se considera que la actividad se encuentra “concentrada”; mientras
que con índices inferiores a 1500 se puede establecer que es un mercado “desconcentrado” (Kozulj, 2002; Novara,
1997; U.S. Department of Justice, 2010).
El primer cambio se produjo con la fusión entre Isaura, Astra y CGC en el campo de la refinación, que dio origen a
Eg3, a partir de la cual concentraron alrededor del 7% de la refinación de crudo y el 10% y 12% de la venta de naftas
y gasoil, respectivamente. El siguiente suceso fue la compra de YPF S.A. por parte de la petrolera española Repsol
en 1999, que era propietaria de Eg3 (ya que Astra, controlada por el conglomerado ibérico, había adquirido la casi
totalidad de acciones de la compañía). Esa adquisición propició un incremento notable del IHH que alcanzó valores
similares a los del período estatal. La relativa desconcentración registrada en 2002 se debió a la transferencia
de los activos de Eg3 a Petrobras. El incremento de las ventas de Repsol-YPF hasta 2010 por encima de sus
competidores, posibilitó retomar la mayor concentración.
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Figura 2. Grado de concentración del mercado de crudo procesado, de naftas y de
gasoil con base en el índice Herfindahl-Hirschman, 1989-2015 en unidades.
Fuente: elaboración propia con base en estadísticas de la Secretaría de Energía y el IAPG.
LA NUEVA ESTRUCTURA DEL
MERCADO SECUNDARIO DURANTE LA DÉCADA DE 1990: DEL
OLIGOPOLIO PÚBLICO AL OLIGOPOLIO PRIVADO
El análisis del perfil del downstream
luego de la reestructuración permite advertir que no se alcanzaron grados significativos de desconcentración. Ello se
deriva, principalmente, de que YPF S.A.
mantuvo una participación considerable
a partir de las destilerías que conservó
y de que, aun cuando el Decreto 1.212
de 1989 desreguló la “instalación de
capacidad adicional de refinación”, en
lo sucesivo no se amplió la formación
de capital tendiente a incrementar dicha
capacidad instalada. Basta simplemente
analizar la Figura 2 para corroborar que,
si bien la fragmentación devino inicialmente en una leve desconcentración del
mercado, en ningún momento dejó de
ser “altamente concentrado”. En efecto,
cualquiera sea el segmento que se considere, procesamiento de crudo o venta
de naftas o gasoil, la transferencia de las
refinerías (que culminó en 1993) marcó
la bisagra del proceso de reducción
relativa del poder de mercado de YPF
S.A., que redundó en disminuciones
del índice Herfindahl–Hirschman, pero
que, en ningún caso, descendió de los
2.697 puntos.
Una característica de este proceso es
que la pérdida de participación de YPF
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como resultado de la fragmentación fue
acaparada por los principales actores
que operaban ambos mercados. En efecto, las siguientes competidoras, Esso y
Shell, absorbieron parte de la refinación
de crudo al pasar del 14.0% al 18.5% entre 1989 y 1995, y del 13.3% al 16.9 %,
respectivamente. Pero también aprovecharon el repliegue de YPF las firmas
que adquirieron sus activos, Refinor
(originariamente propiedad de Pérez
Companc, Pluspetrol, Astra e YPF) y
Refisan (Pérez Companc y CGC). De
este modo, en 1995 más del 90% de la
capacidad de refinación del país estuvo
concentrada fundamentalmente en cinco compañías privadas: YPF S.A./Repsol-YPF, Esso, Shell y Pérez Companc.
La nula ampliación de la capacidad
instalada fue resultado de las decisiones
del oligopolio privado para exportar el
producto sin procesar, apuntando a vender en el exterior los saldos existentes,
en lugar de agregarle mayor valor en el
país6. Aun cuando a escala internacional, según estadísticas publicadas por la
Agencia de Energía de los Estados Unidos, entre 1989 y 2001 la capacidad de
refinación aumentó el 16.2% y en Centro y Sudamérica el crecimiento fue del
19.6 %, en Argentina se contrajo 8.3%
hasta 2000 (Figura 3). Luego de años de
6
7
expansión de la capacidad instalada por
parte de la YPF estatal (ECyT-ar, 2016;
Manzanelli & Barrera, 2018), durante
los noventa la política pasó por exportar
el crudo para maximizar la rentabilidad7. Derivado de esta estrategia, los
períodos de expansión y contracción de
la refinación de petróleo estuvieron condicionados por los ciclos de la economía
doméstica, no ya de la internacional. En
términos más específicos, y de acuerdo
con los datos aportados, la refinación de
crudo en 1989, que había descendido un
14.6% si se comparara con 1980, inició
un proceso de expansión alentado por el
mayor consumo doméstico producto del
crecimiento económico de los primeros
años de la convertibilidad. Este aumento se resintió en 1995 con el impacto de
la denominada “crisis del tequila” (que
provocó la devaluación de su moneda,
producto de la masiva fuga de capitales)
y con el posterior comienzo de la crisis
económica local en 1998, que culminó
en 2001/2002 con el estallido del patrón de acumulación de valorización
financiera que predominó desde 1976
(Basualdo, 2019). Así, entre el período
analizado, la expansión del petróleo
procesado estuvo en torno del 17.2 %,
con un uso de la capacidad instalada
que promedió el 72.6 %.
Mientras en 1990 el 16% de las exportaciones energéticas correspondían a bienes con bajo valor agregado, en
2001 estas habían ascendido al 73 %, habiendo llegado al 81% en 1996 (principalmente petróleo crudo y gas
natural).
Al respecto, a mediados de la década, Estenssoro afirmaba: “Hay dos razones por las que enfrentamos
circunstancias en que nos conviene más exportar directamente petróleo crudo que productos derivados con valor
agregado. […] O bien [porque] somos ineficientes o bien porque la competencia internacional de los precios es muy
marginal por la gran capacidad de destilación instalada. Alternativamente, ambas cosas son ciertas en la Argentina”
(Estenssoro, 1995, p. 17). La reducción en la producción de ciertos derivados del petróleo era considerada como
una oportunidad para ampliar las exportaciones del recurso sin procesar: “La menor producción de estos productos
[gasoil y fuel oil] permitió la elaboración de mayor cantidad de productos de mayor margen y un aumento en los
volúmenes de crudo disponible para exportación” (YPF, 1994).
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Figura 3. Evolución de la capacidad de elaboración de crudo de las refinerías
nacionales, del petróleo procesado y del uso de la capacidad instalada, 1968,
1977, 1980, 1989-2000 (en miles de barriles/día y porcentaje).
Fuente: elaboración propia con base en información de la Secretaría de Energía.
Considerando que el objetivo del oligopolio refinador no era posicionarse como
una plataforma de exportación de derivados con valor agregado, la estrategia
de las compañías se orientó a mejorar
las productividades de las plantas y la
calidad de los productos obtenidos. Así
lo expresaba Smaal, gerente de Refinación de Shell: “Dado que la capacidad
de destilación primaria parece suficiente, los esfuerzos están focalizados
hacia la mayor conversión de residuos.
En este sentido, procesos de conversión
como Craqueo Catalítico, Hidro Craqueo, Craqueo Térmico y dentro de este
campo el antiguo proceso de Coqueo
Retardado siguen concentrando la
atención de los investigadores” (Smaal,
1998, pp. 9–10). Así, las empresas desplegaron estrategias de posicionamiento
a través de diferenciarse por calidad de
producto y no por precio. De allí que,
aun cuando se evidenció una retracción
de la capacidad primaria de destilación,
se realizaron inversiones sobre los
procesos que permitían incrementar la
calidad de los productos mediante la
adición de mayor octanaje a las naftas y
la eliminación del plomo.
Una perspectiva analítica complementaria al análisis de la cantidad refinada
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surge de estudiar qué sucedió con los
precios de los combustibles vendidos.
Para ello, se consideró la evolución de la
nafta súper comercializadas en el país
durante el período bajo análisis.
Figura 4. Evolución de los precios en dólares de la nafta súper sin impuestos local,
de la US Gulf Coast Conventional Gasoline Spot y del petróleo internacional,
I. trim. 1991- IV trim. 2001 (número índice I trim. 1993=100).
Fuente: elaboración propia con base en estadísticas de la Secretaría de Energía y la EIA.
La Figura 4 presenta una comparación entre la evolución de los precios
en dólares de las naftas “súper” sin
impuestos en Argentina, el spot8 de la
costa del Golfo de los Estados Unidos y
del petróleo crudo WTI. Al ser un bien
transable, y bajo el supuesto de que la
8
desregulación eliminó las barreras que
impedían la “internacionalización” del
mercado, debería haber convergencia
de precios y tendencias; sin embargo, si
bien se advierte una notoria correlación
entre los dos productos internacionales,
ya que el precio de la nafta spot osciló
El mercado spot es aquel que se contrata de forma “inmediata” (sin contratos a término) y cuyo pago se realiza
en efectivo.
114
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
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de forma similar a los cambios producidos en el precio del petróleo crudo WTI,
esto no sucedió con la nafta local. Entre
el primer trimestre de 1991 y el primero
de 1993 (punto bisagra que coincide con
el año en que se finalizó con la venta de
las refinerías de YPF), los precios en
moneda extranjera crecieron levemente
en Argentina, en un contexto de caída
de la cotización internacional. Esto se
debió al proceso de convergencia del
precio del barril interno al internacional, que aconteció principalmente entre
1989 y 1992 (Kozulj, 2002).
En una segunda etapa, luego de la
conformación del “oligopolio privado” desde 1993, los datos señalan que
la “liberalización de las fuerzas del
mercado” no se tradujo en un mercado
competitivo, ya que las variaciones en el
precio local de la nafta, a diferencia de
la US Gulf Coast, posee cierta autonomía de los ciclos alcanzados por el valor
del WTI. Los períodos de caída de este
último fueron acompañados por similar
dinámica del combustible internacional,
mientras que el comportamiento del
precio de la nafta doméstica refleja cierta estabilidad o leve contracción. Por su
parte, ante incrementos de aquellos, la
respuesta doméstica fue de una expansión con mayor grado de intensidad. Así,
al tomar como punto de comparación el
primer trimestre de 1993 e igual período de 1999, el alza del precio de la nafta
local alcanzó el 26 %, mientras que su
par internacional descendió el 34 %. A
9
su vez, si se considera la variación hasta
el final del período, los resultados son
56% y 3 %, respectivamente (Figura 4).
La eliminación de las regulaciones del
Estado, lejos de generar una dinámica
competitiva, habilitó la emergencia de
posiciones dominantes del “oligopolio
privado” a través de la profundización
de las “fallas de mercado” señaladas.
Si bien el ejercicio abusivo del poder
oligopólico se advierte en cualquiera de
las etapas del ciclo analizadas (ya sea en
el ascendente como en el decreciente),
la disociación de los precios en la fase
descendente alcanzó niveles superlativos. Según datos publicados por el
Ministerio de Economía, en diciembre
de 1998 el precio de la nafta súper sin
impuestos fue un 109.0% superior al
precio de paridad de importación (23
y 11 centavos, respectivamente)9 (MECON, 2001a). Esta dinámica se advirtió
también con el gasoil que en febrero de
1999 el precio en el mercado interno
también duplicó el de paridad de importación. La distorsión del sector debido
a la morfología concentrada constituida
luego de la reestructuración permitió
que, ante períodos de persistente baja
del precio del crudo internacional y,
consecuentemente, de los combustibles en el mercado externo, las firmas
privadas domésticas pudieran sostener
el precio interno con la consecuente
captación de ganancias extraordinarias
(Di Sbroiavacca).
No parece ser un hecho aislado que en mayo de este año se sancionara el Decreto 518 de 1998, que modificó
la normativa que les impedía a los importadores liquidar el ITC con la entrega del bien o factura, poniéndolos en
igualdad de condiciones con los actores nacionales.
115
La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
Según este estudio oficial (MECON,
2001a), entre 1997 y 2001 los precios locales fueron alrededor del 30% superiores a los que se podrían haber obtenido
de comprar en el exterior el producto y
colocarlo en el mercado doméstico, sin
que el Gobierno aplicara la Ley de Defensa de la Competencia (n.° 25.156) que
tipifica este tipo de actos abusivos y establece penas para aquellos actores que
restrinjan la competencia del mercado.
Ante este evidente desacople de los precios locales respecto de los internacionales, el entonces secretario de Combustibles, Alberto Fiandesio, sostuvo que
según anunciaban las compañías, estas
no corregían los precios, porque “como
han invertido mucho en los últimos años,
necesitan recuperar las inversiones realizadas” (citado en Ferreira, 1998, p. 3).
Pese a ello, los costos de algunas de las
inversiones ejecutadas, que se centraron
principalmente en mejorar la calidad de
los combustibles y no en la expansión
de la capacidad primaria de destilación,
fueron absorbidos por el Estado a través
de reducciones impositivas (Esteves,
1998, p. 11). A su vez, el argumento de
las reformas era que la “desregulación”
impediría a los productores fijar el pre-
cio (para “recuperar inversiones”), ya
que este sería un elemento “dado” por
el mercado externo. La realidad señala
que la constitución de barreras institucionales y naturales y la decisión del
Estado de relegar su carácter regulador,
habilitaron la conformación de “precios
de oligopolio”10.
La Figura 5 permite advertir el notable
incremento del margen apropiado por las
refinerías derivado de la morfología del
mercado argentino. En este sentido, al
analizar la evolución entre 1992 y 2001,
el margen bruto se incrementó 86 %, el
punto más alto del período considerado; sin embargo, si en vez de medirlo
en términos absolutos, se compara en
términos relativos, es decir, como porcentaje del precio del crudo, el pico de
la serie se alcanza en 1998, dado que en
dicho año el valor del crudo descendió,
pero no el precio de los derivados (Figura 4). La posterior recuperación del
precio del crudo (que llegó a su máximo
nivel en 2001) permitió que en términos
absolutos la apropiación fuera mayor,
pero dado que los derivados se incrementaron en menor medida, el margen
relativo descendió a los niveles de 1992.
10 Por “precio de oligopolio” se entiende aquel generado por la morfología concentrada del mercado que permite una
captación de “renta oligopólica extraordinaria” por parte de los refinadores y comercializadores.
116
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
enero-junio 2020, 103 a 133
Figura 5. Evolución del margen bruto de refinación en términos absolutos y relativos
(como porcentaje del valor del crudo) 1992-2015 (número índice 1992=100 y %).
Fuente: elaboración propia con base en datos de la Secretaría de Energía.
En definitiva, con base en el análisis
realizado a través de las distintas metodologías, las reformas del downstream,
que tenían por objetivo declarado lograr
la convergencia de los precios internos
con los internacionales, producto de las
normativas sancionadas por el propio
Gobierno y de la existencia de barreras
naturales, transfirieron la capacidad
regulatoria que tenía el Estado a cinco
grupos económicos y conglomerados
extranjeros, lo que les permitió capturar
parte importante de la renta petrolera
durante la convertibilidad haciendo
abuso de la posición dominante.
LA DINÁMICA DEL OLIGOPOLIO REFINADOR PRIVADO
BAJO LA NUEVA ESTRUCTURA
DE PRECIOS RELATIVOS DE LA
POSCONVERTIBILIDAD
La crisis económica que comenzó en
1998 y tuvo su epicentro en 2001/2002
generó un cambio profundo de los precios relativos cuando el 6 de enero de
2002 se puso fin al tipo de cambio convertible y la moneda doméstica tuvo una
devaluación real del 200% durante ese
año. La contracción económica (-10.9%
en 2002) y el proceso inflacionario que
117
La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
se desató generaron un aumento notable
de la desocupación (arribó al 24.8 %),
de la pobreza (que llegó al 54.3% de la
población), una sensible pérdida del salario real de los trabajadores registrados
(-21.3 %) y una caída de 7 puntos porcentuales en la distribución funcional
del ingreso (CIFRA, 2013).
En este marco crítico, el Gobierno
interino de Eduardo Duhalde (20022003) sancionó la Ley de Emergencia
Económica y Reforma del Régimen
Cambiario n.º 25.561, que, entre otros
elementos, habilitó nuevamente el
cobro de derechos de exportación a
los hidrocarburos por el plazo de cinco
años (prorrogados hasta 2017) 11, con
el objetivo de contener los precios y
aumentar la recaudación del Estado.
Esta política siguió con los gobiernos de
Néstor Kirchner (2003-2007) y Cristina
Fernández (2007-2015), ampliándose
aún más las alícuotas de estos derechos
de exportación en un contexto de incrementos notables de la cotización del
crudo (Figura 1), que generó el rechazo
por parte del sector privado12.
Este nuevo período implicó un cambio
en el modo de intervención estatal en
la economía y en el sector hidrocar-
burífero, a partir de una estrategia de
contención de precios, pero sin que
se haya implementado un proceso de
regulación integral de la actividad. Fue
recién a mediados del 2012, en el marco
de la expresión de la crisis del modelo
energético implementado en la década
de 1990, cuando el Gobierno de Cristina
Fernández generó un cambio del sector
a través de la expropiación del 51% de
las acciones que Repsol S.A. tenía en
YPF S.A. y se declaró de interés público
nacional el logro del autoabastecimiento
de hidrocarburos.
Desde el inicio de este período existieron tensiones entre el Gobierno (inicialmente de Duhalde) y las empresas
productoras de petróleo y refinadoras.
Una de estas instancias fue en marzo de
2003, cuando estaba por vencer el primer acuerdo realizado en enero de ese
año13. Allí se había establecido que las
comercializadoras no siguieran aumentando los precios de los combustibles y
las compañías productoras de crudo se
comprometían a vender el crudo a 28,5
dólares el barril (por debajo del internacional). A diez días de cumplirse el
plazo establecido, la cotización externa
ascendió a 35 dólares, lo que generó
una fuerte presión de los productores
para renunciar el acuerdo y liberar los
11 Inicialmente, se implementó un derecho de exportación del 20% (Decreto 310 del 2002). Para analizar cómo fueron
incrementándose en los años siguientes, se recomienda Barrera (2012).
12 Sobre el impacto en el sector primario en este período existen diversas visiones (Apud et al., 2011; Barrera,
2012, 2014; Hancevic, Cont & Navajas, 2016; Kozulj, 2012; Sabbatella & Serrani, 2011; Serrani, 2012; Wainer &
Arceo, 2017). Aquí solo se agrega que, pese a que los derechos de exportación redujeron los precios internos,
la rentabilidad del período fue mayor a la de la década de 1990, ya que la renta petrolera creció al compás del
incremento del precio internacional. Sin embargo, esta renta capturada por las compañías en Argentina fue menor
que la del escenario exterior, razón por la cual las compañías redujeron al mínimo las inversiones como mecanismo
de presión.
13 Para una cronología de los hechos, se recomienda Serrani (2012).
118
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
enero-junio 2020, 103 a 133
precios14 (Canton, 2002). La respuesta
del ministro de Economía Lavagna fue
presionar a las compañías anunciando
que se aplicarían derechos de exportación del 100% sobre las exportaciones
de petróleo, para “absorber la renta
extraordinaria por encima de los 30 dólares” y evitar los aumentos (Longoni,
2002a), lo que posibilitó alcanzar un
nuevo acuerdo el 31 de mayo (Resolución n.° 220 del 2002).
Estas tensiones entre el Gobierno y el
sector privado persistieron y se ampliaron durante el Gobierno de Néstor
Kirchner y Cristina Fernández. El
crecimiento del PIB a una tasa del 6.3%
anual entre 2002 y 2011 fue de la mano
de una expansión del consumo de bienes
energéticos, incluidos los combustibles.
La administración de Kirchner también
entendía que en un contexto de salarios
deprimidos y un entramado industrial
que comenzaba a recuperarse luego de
16 meses de contracción ininterrumpida,
los precios internos —principalmente
los de la energía— debían estar “contenidos” para mejorar la competitividad
de la economía. En este sentido, el 5 de
junio Kirchner firmó el “tercer acuerdo
de estabilidad”, que permitió ampliar
el convenio para mantener los precios
de los combustibles desvinculados del
escenario internacional.
La reactivación de la economía, la recuperación del consumo a los niveles
previos a la crisis y el “boom” de ventas
de automóviles generaron importantes
aumentos en la comercialización de los
derivados del petróleo, situación que se
expresó en tasas anuales de crecimiento
significativas, en torno del 3.5% en
gasoil y 7.2% en naftas (Figura 6). El
análisis de este flujo de productos no
solo permite comprender el sector en
sí mismo, sino la dinámica económica
en general, a partir del impacto de las
diversas recesiones o crisis económicas
en el consumo —o en la sustitución—
de combustibles. Así, los años de contracción o desaceleración económica
(1990, 1998, 2002, 2009) se tradujeron
en caídas de las ventas de los principales
derivados o la sustitución de un combustible por otro de menor precio. De
este modo, tomando el caso del gasoil,
luego del descenso registrado en 1990
alcanzó un vigoroso crecimiento hasta
1998 (que redujo los saldos exportables), año en el que la economía ingresó
en la recesión económica que culminó
con el fin del “modelo de valorización
financiera y ajuste estructural” en 2002.
La expansión de la producción de gasoil
se evidencia como uno de los puntos
positivos de esta etapa y estuvo asociado, centralmente, a la mejora en los
procesos productivos de las refinerías,
como se señaló. Desde 1998, en mate-
14 En palabras del presidente de la Cámara de la Industria del Petróleo y de Shell, Juan José Aranguren, “Para que
se cumpla el vaticinio de Economía de que no habrá aumentos de precios debe cumplirse una de tres cosas.
Que baje el precio del petróleo, que baje la carga impositiva de los combustibles o que se vuelva a los controles de
precios, y eso es totalmente indeseable porque la experiencia ha demostrado que termina en desabastecimiento y
mercado negro” (Canton, 2002). Por su parte, Tomas Hess, de ESSO, sentó posición al manifestar que “elevando
al 100% las retenciones no se va a poder exportar ni importar, ni contener la suba de los precios, y también habrá
desabastecimiento” (Longoni, 2002b).
119
La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
ria de ventas, se inició una nueva fase
de auge que se resintió con el impacto
local de la crisis internacional de 2009
y la sequía del “campo”. Parte de la explicación de este estancamiento de las
ventas de gasoil en el último lustro bajo
análisis, radica en el cambio en materia
impositiva del diesel en la década de
2000, ya que se alteró la menor carga de
impuestos que poseía desde la década
de 1980, a tal punto que se equipararon
sus precios finales con las naftas, lo que
desalentó su uso15.
El análisis del gasoil permite advertir
que la saturación se alcanzó unos años
antes, en tanto que 2004 fue el último
con excedentes, que disparó sus importaciones entre 2002 y 2013, las cuales
explicaron el 36% de las importaciones
de combustibles del país (Serrani & Barrera, 2018). Distinto es el escenario de
las naftas, dado que la imposibilidad de
cubrir la demanda con producción local
emergió recién en 2010 y con volúmenes
más reducidos (2.2% de la elaboración
de 2011, frente al 13.0% en gasoil).
Este importante crecimiento de las ventas que se registró desde la reactivación
de la economía no fue acompañado con
una creciente formación de capital destinada a la ampliación de la capacidad
instalada para la refinación. Así, durante los primeros años del nuevo siglo,
este acotado número de empresas operó
con la capacidad ociosa que poseían sin
la necesidad de generar mayores inversiones para cubrir la mayor demanda.
Sin embargo, hacia 2007 se alcanzó el
límite de destilación, lo que se expresó
en un importante déficit productivo
con la consecuente profundización de
las importaciones de estos productos.
En este marco, a diferencia de la década
de 1990 en la que el posicionamiento
dominante les permitió capturar renta
por el diferencial de precios locales
y externos, en la década de 2000 se
desplegó una serie de políticas que alteraron drásticamente la relación con los
precios internacionales, lo que redundó
en diversas estrategias por parte del oligopolio energético. El faltante de combustibles líquidos en el mercado interno
comenzó a forzar importaciones, lo que
contribuyó a que los precios internos
tendieran a alinearse con los de paridad
de importación.
15 La marcada caída de la comercialización de naftas (común y súper) entre 1998 y 2004 (-39.0 %) tuvo como
contrapartida un importante incremento del consumo de gas natural comprimido (GNC) (115.6 %), asociado a un
crecimiento del parque automotor a GNC (el cual pasó de 459 000 a 1,4 millones de vehículos en el mismo período)
que permitió, en momentos de crisis, la sustitución por una variante más económica.
120
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
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Figura 6. Evolución de la producción, de las ventas y del saldo comercial de
nafta (común, súper y ultra) y gasoil, 1989-2015 (en millones de m3).
Fuente: elaboración propia con base en estadísticas del IAPG.
La evolución de los precios y las
cantidades de los derivados en la
posconvertibilidad
Este período histórico combinó una
etapa inicial (2002-2008) de elevado
TCR con precios internacionales altos
con una fase intermedia (2009-2013) en
la que el tipo de cambio real comenzó
a apreciarse, pero el barril llegó a su
máximo nivel histórico; y otra final
(2014-2015) en la que el TCR se ubicó
en niveles cercanos a los de la década
de 1990 y los precios internacionales
descendieron también a niveles de 2005
(Figura 1). En términos simples, esto
implicó que en valores reales el precio
del petróleo (insumo esencial para los
combustibles) creciera entre 1999 y
2008 seis veces y media, por el doble
efecto de tipo de cambio y precio internacional, lo que conllevó la aplicación
de los derechos de exportación y de los
acuerdos de precios con las refinerías.
Con base en lo que se advierte de la Figura 7, el quiebre de 2002 significó una
caída en dólares del 47% de los precios
de los combustibles líquidos comercializados en la plaza local. Pese a los
acuerdos alcanzados, desde marzo de
2002 iniciaron una lenta pero paulatina
recuperación de su cotización en moneda extranjera. Es interesante destacar
121
La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
que, como parte de la estrategia de negociación del Gobierno de Duhalde, el
Estado resignó una cuota de la carga impositiva para que la recuperación de los
ingresos percibidos por las refinadoras
no impactara en crecimientos similares
de los precios finales, abonados por el
consumidor. De ahí que el valor del
combustible sin impuesto se redujera en
el 11.9 %. Luego de la crisis de 2002, la
expansión de los precios percibidos por
las refinerías fue superior a los finales,
pagados por el consumidor. Sumado
al inicio del atraso cambiario, por la
estabilización cambiaria en un contexto
inflacionario, esto posibilitó que hacia
septiembre de 2005 los precios “sin impuestos” en moneda extranjera fueran
equivalentes a los vigentes en enero de
2001, que se encontraban entre los más
altos de la “larga década de 1990”.
Figura 7. Evolución de los precios en dólares del petróleo internacional y local, de la nafta regular
spot y de combustibles locales* sin impuestos, ene. 1997- dic. 2015 (número índice enero 2001=100).
Fuente: elaboración propia con base en estadísticas de las secretarías
de energía de Argentina y de Estados Unidos.
Como fue mencionado, los derechos
de exportación implementados posi122
bilitaron que el precio del crudo local
evolucionara por debajo del externo; sin
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
enero-junio 2020, 103 a 133
embargo, producto de los acuerdos de
precios, los combustibles tuvieron una
dinámica de actualización inferior a la
del crudo, principalmente desde 2003.
En consecuencia, es posible sostener
que los consumidores se vieron mayormente beneficiados en la distribución de
la renta petrolera a partir de la inferior
evolución de los combustibles respecto
del barril de crudo. De allí que, todo
parece indicar que hasta septiembre de
2008, el oligopolio refinador no pudo
trasladar a los consumidores la totalidad
de las alzas de precios del barril, como
sí lo hacía cuando operaba con plena
libertad en la década de 1990, sin por
esto desconocer el importante aumento
de precios que registraron los combustibles en Argentina.
Desde mediados de 2007 y principios
de 2008, la brecha que separaba los
precios internos del barril de crudo y de
los combustibles se fue reduciendo, lo
que permite advertir una recuperación
de parte de la renta que había resignado el complejo refinador. Con base en
la información de la Figura 7, medido
en dólares corrientes, desde esos años
se inició un nuevo incremento de los
precios locales de los derivados, que
alcanzó el 79% hacia el 2011.
Si bien el auge de los precios del barril
de petróleo marginalmente contribuyó
en la explicación del fenómeno, restrin-
gir el análisis a este proceso excluye
otras dimensiones vinculadas a circunstancias de índole política, que parecen
ser fuertes factores explicativos. En esta
línea, los datos aportados por la Figura
8 permiten percibir la estrategia desplegada por el oligopolio refinador hacia el
final del período analizado. Esta figura
tiene la particularidad de cruzar la evolución del precio en pesos constantes de
los principales combustibles líquidos
ponderados por los volúmenes de venta
en el mercado doméstico, con el uso
de la capacidad instalada de las refinerías nacionales.
Durante el primer año posterior a la
crisis de la convertibilidad, el cambio
en la estructura de los precios relativos
propiciado por la devaluación generó un
marcado incremento de la cotización de
los derivados, a pesar de los intentos del
Gobierno de Duhalde por contenerlos.
En este sentido, en términos reales16,
en enero de 2003 alcanzaron el valor
máximo (74% por encima de igual mes
del año anterior). De ahí en adelante comenzaron a perder terreno, en la medida
en que el ritmo de crecimiento de los
precios de la economía fue mayor que
el de los principales derivados como resultado de los distintos acuerdos de precios y sanciones mencionadas. En este
sentido, entre enero de 2003 y julio de
2007, el precio real registró una pérdida
del 27.4% (al descender de 138 a 100).
16 Ante la falta de confiabilidad del índice de precios al consumidor (IPC) oficial elaborado por el INDEC, desde 2007
se consideró el IPC 9 provincias elaborado por CIFRA. Este se calcula como un promedio ponderado (por el gasto
de consumo de los hogares de cada provincia) de los índices de los IPC correspondientes a nueve aglomerados
nacionales (CIFRA, 2012).
123
La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
Una dinámica similar se advierte al
analizar el margen de refinación (Figura
5) que presenta un deterioro notable
en los años 2006/200717. En esos años,
el margen absoluto se redujo el 84% y
71 %, respectivamente, comparado con
1992. En términos relativos, es decir,
medido como porcentaje del barril de
crudo, la caída es similar, porque de
márgenes en torno del 80% y 220% en
la década de 1990, se contrajo desde
2002 a valores mínimos en torno del
6 %. Naturalmente, el impacto fue heterogéneo dependiendo de si se trataba de
refinerías integradas (que también extraen petróleo) como YPF y Petrobras,
en las cuales la “compra” de petróleo
es un proceso contable, o de si eran
refinerías sin producción de petróleo, ya
que el aumento del precio del petróleo
por encima de la cotización de los combustibles redujo el margen de las firmas
como Shell y Esso, que adquieren en el
mercado el crudo que refinan18.
Figura 8. Evolución mensual del precio ponderado, en valores constantes, de los
principales combustibles líquidos comercializados* y del uso de la capacidad instalada
de las refinerías en Argentina, 2002-2015 (número índice julio de 2007=100).
Fuente: elaboración propia con base en datos de la Secretaría de
Energía, del INDEC y del IPC 9 prov. CIFRA.
17 Esta figura presenta un deterioro mayor en 2006, ya que es el año de mayor brecha entre el precio interno del crudo
y el de los combustibles líquidos en dólares, a diferencia de la Figura 7, que mide el deterioro en moneda nacional.
No obstante, las tendencias son similares, más allá de las discrepancias por las distintas monedas.
18 No es un dato menor que en 2011 Esso vendió sus activos a Bridas Corp., conformado en un 50% por el Grupo
Bridas y la otra mitad por la firma china CNOOC, por lo que pasó a integrar la producción de petróleo a la fase de
refinación.
124
Apuntes CENES Volumen 39, Número 69, ISSN 0120-3053
enero-junio 2020, 103 a 133
En este marco de pérdida relativa de la
cotización de los combustibles se inserta
una serie de conflictos entre el Gobierno
y las refinerías Shell (principalmente) y
Esso. Con el objetivo de contrarrestar
este declive, y ante el incremento del valor del crudo internacional, a principios
de 2005 la compañía anglo-holandesa
aumentó unilateralmente el precio de
sus derivados, aunque luego se sumó
Esso, lo que desató un nuevo escenario
de tensión con el Gobierno (Serrani,
2012). La preocupación del Poder Ejecutivo era evitar que este insumo de uso
difundido impactara en el conjunto de
la economía y contribuyera a acelerar el
proceso inflacionario. Pero también la
disputa giraba en torno de la necesidad
de recomponer el poder político ante el
colapso de febrero de 2001.
Retomando la Figura 8, el año 2007 y
principios de 2008 permiten advertir el
inicio de un nuevo proceso de tensión
entre el período de máximo uso de la
capacidad instalada y mayor caída de
los precios reales (desde 2003), que se
resolvió hacia 2008 con el inicio de un
ciclo de incrementos de los combustibles, los cuales se ubicaron por encima
del promedio registrado por la economía. A diferencia de la etapa previa, en
la cual la compañía que “comandaba”
la disputa con el Gobierno era Shell,
con una posición “pasiva” o a favor del
Gobierno de Repsol-YPF, en la segunda
etapa, esto es, entre 2008 y 2011, el
conglomerado ibérico —junto con su
socio local, el Grupo Petersen—, fue
el que se puso al frente del proceso de
recomposición de precios.
La decisión de estas petroleras de iniciar
un proceso de incremento de los precios
por fuera de los acuerdos con el Gobierno se enmarca en un contexto particular.
Luego de la caída de las ventas de gasoil
con el inicio de la recesión y el posterior
colapso de la economía, en 2004 se superó el nivel de consumo de 2001, lo que
se presentaba como el inicio de una etapa de fuerte expansión de este derivado.
Además, en 2005 emergió el déficit de
este combustible, por lo que obligó un
aumento de las importaciones19. Este
escenario le confirió mayor poder al oligopolio refinador para procurar torcer
las decisiones implementadas desde el
poder político.
Tras los intentos fallidos por incrementar los precios por encima de la inflación, la estrategia del sector privado en
su conjunto se concentró en reducir el
uso de la capacidad instalada para forzar mayores importaciones. Resulta de
difícil comprensión que, en un contexto
en el que no existieron ampliaciones
significativas en las refinerías, y en el
que la demanda crecía fuertemente y
se generaron faltantes que debieron ser
cubiertos con importaciones, entre 2007
y 2011 el uso de la capacidad instalada
descendiera, marcando una tendencia
inversamente proporcional con los precios de los derivados.
19 Estudios recientes señalan que las compañías operaron con subutilización de la capacidad instalada durante esta
etapa en la que se ampliaron las importaciones (Sabbatella, 2018).
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La regulación de precios en el mercado de combustibles en Argentina (1989-2015): del libre mercado a una estructura oligopólica
Mariano Barrera
Durante estos años se profundizó la tensión entre el Gobierno y las petroleras,
por los reclamos de estas últimas para
alinear los precios con los internacionales y eliminar los derechos de exportación20. En el marco del conflicto, ante el
crecimiento de la demanda de energía,
la política del Gobierno se orientó a incrementar las importaciones para cubrir
el déficit emergente21.
Contrariamente a lo que se suponía,
esta respuesta del Gobierno redundó
en un debilitamiento relativo del poder
político, principalmente, por dos
motivos. En primer lugar, porque la
mayor importación de combustibles
a valores internacionales obligó al
Poder Ejecutivo a cubrir, a través de
diversas partidas del presupuesto
nacional, los diferenciales de precios
locales y externos para que no se
tradujeran en mayores precios en la
economía, elemento que contribuyó a
afectar el superávit fiscal hasta tornarlo
negativo. En segundo término, las
crecientes compras externas de energía
repercutieron en el balance comercial
y en el de pagos, como consecuencia
del importante egreso de divisas. Esta
dinámica generó que en 2011 la balanza
comercial energética cerrara con un
déficit de 3.115 millones de dólares,
que contribuyó fuertemente al proceso
de restricción externa de la economía
(Serrani & Barrera, 2018; Wainer &
Arceo, 2017).
Si bien no se analizarán las causas que
llevaron en 2012 a la expropiación del
51% de las acciones que Repsol tenía en
YPF (Sabbatella, 2012; Schorr, Barrera,
Kennedy & Palermo, 2015), lo cierto es
que la emergencia del déficit comercial
luego de veinte años de superavitario fue
uno de los factores. A modo de síntesis,
el déficit del balance comercial de combustibles manifestó la crisis del “modelo
energético” que se había instituido en la
década de 1990 y que estaba impactando
en la economía a partir de una fortísima
salida de divisas que afianzó la restricción externa y de un incremento de los
subsidios energéticos a la población, en
parte, para evitar que los precios de los
combustibles importados impactaran en
pérdidas de competitividad de la economía y en caídas del salario real de los
trabajadores (Serrani & Barrera, 2018;
Wainer & Arceo, 2017).
Paradójicamente, la recuperación de la
empresa por parte del Estado, más la
sanción de un nuevo marco regulatorio
(Ley 26.741 y su Decreto Reglamentario
1.277 de 2012) iniciaron una nueva etapa en la que se aceleró la recuperación
de los precios de los combustibles tanto
20 Durante esos años, en los fines de semana largos había desabastecimiento de combustibles (Clarín, 2011; La
Nación, 2010).
21 En esta línea, el entonces Ministerio de Planificación, expresó: “Si YPF no cumple con su obligación de proveer
combustible, tal como fue la respuesta del secretario de Energía a las autolimitaciones que se puso la empresa, el
Estado va a garantizar el abastecimiento del mercado. […] Esto no es ninguna novedad, es lo que hemos hecho
siempre, como lo demuestran los 9 mil millones de dólares que debimos importar en 2011 porque las petroleras, en
particular YPF, no produjeron lo suficiente para abastecer al mercado interno” (La Nación, 2012). Para un desarrollo
de este proceso se recomiendan Serrani y Barrera (2018).
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en moneda local como internacional
(figuras 7 y 8), comandados por la YPF
con mayoría estatal. Entre 2011 y 2015,
mientras que el precio internacional del
crudo descendió 53 %, la cotización
local creció 13% en dólares. Así, ante la
persistente caída del crudo internacional, el Gobierno nacional estableció un
“acuerdo de precios” que fijó un “barril
criollo” aproximadamente en los 70 dólares cuando la cotización internacional
rondaba los 50 dólares, con el argumento de que de esta manera se incentivaban
inversiones en campos maduros. Este
incremento de los combustibles llevó a
que en la fase de refinación los precios
de los combustibles en dólares crecieran
un 30 %. En moneda local, descontando
la inflación, desde mediados de 2014
se registró un descenso relativo de los
combustibles, ya que la caída del precio
internacional (Figura 7) quitó presión
a la actualización interna en un año de
elevada inflación (39 %). De allí que
en la Figura 8 se advierte una caída
del 10% tomando el promedio de 2014
contra la media del año siguiente.
CONCLUSIONES
El análisis realizado permitió caracterizar el mercado de refinación de
combustibles a partir de dos esquemas
significativamente distintos. El primero,
iniciado con las reformas neoliberales
que culminaron con el estallido de la
convertibilidad, en el que la existencia
de dos condiciones elementales permitió dolarizar los precios de los combustibles: el tipo de cambio atrasado y los
precios internacionales bajos. Se trató
de una etapa en la que la morfología
oligopólica del mercado le posibilitó
capturar renta petrolera a las refinerías
en detrimento de los consumidores,
con inversiones para mejorar la calidad
de los productos, pero no para ampliar
la capacidad instalada, ya que era más
rentable exportar el petróleo sin refinar.
Un precio del crudo bajo en términos
históricos y un valor de la divisa extranjera en los valores más bajos desde
1930 facilitaron altas rentabilidades en
dólares para las compañías, con precios
locales asequibles.
El segundo, iniciado con la devaluación
de 2002, tuvo dos etapas, pero con una
característica central, que fue la regulación de los precios locales por debajo de
los internacionales hasta 2014. En esta
primera etapa coincidieron dos procesos particulares: la devaluación del
200% en términos reales de la moneda
en 2002, con el inicio del incremento
de los precios internacionales desde
2003. Esta relación de precios se refleja
en el índice Brent-TCR, que alcanzó
niveles elevados. Mientras que en 1999
este indicador arribó a los 100 puntos,
durante la década del 2000 alcanzó su
máximo nivel en el 2008 con un valor
de 650 puntos. La traducción de esto
implica que, de haberse mantenido los
precios desregulados, en moneda local
la cotización del barril y, por ende,
de los derivados del petróleo (naftas,
gasoil, fuel oil, lubricantes, etc.) habrían sido casi siete veces mayores en
términos reales que en 1999 (es decir,
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Mariano Barrera
quitando el efecto inflacionario). Tratándose de un insumo de uso difundido
y del contexto macroeconómico y social
de la Argentina, con fuerte caída del
salario real e incremento de la pobreza
y desocupación, estos datos señalan la
imposibilidad de haberlos mantenido
desregulados y dolarizados.
Pese a esto, no puede desconocerse que
el control de los precios en un mercado
altamente concentrado implicó una
menor refinación de crudo por parte
de las compañías privadas, como estrategia para forzar importaciones en
el marco de un importante crecimiento
128
económico y de consumo energético. La
separación de los precios locales de los
internacionales tuvo como resultado que
las refinerías redujeran los volúmenes
de destilación para forzar las importaciones en un contexto de aumento de la
demanda local para tratar de converger
con el “import parity”. Así, la demora en
la intervención en el complejo a partir
de la expropiación de YPF, que permitió
reducir el saldo deficitario de naftas y
gasoil, contribuyó a consolidar la crisis
del modelo energético y a agravar el
proceso de restricción externa de la
economía que se intensificó desde 2011.
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