Solicitar al Poder Ejecutivo Nacional que a través del organismo que corresponda informe a esta Cámara respecto de los mecanismos de fijación de precios en los sectores upstream y downstream de la cadena hidrocarburífera y a la comercialización de combustibles líquidos, detallando datos específicos sobre:

1- Resoluciones generales que se han arbitrado desde la Secretaría de Energía de la Nación en el mercado de comercialización de combustibles líquidos durante el bienio 2011-2012;

2- Razones técnicas y económicas de los aumentos de precios de los combustibles líquidos producidos desde 2011 a la fecha;

3- Evolución de los costos reales ponderados de extracción de petróleos livianos en el período 2011-2012;

4- Evolución de los costos reales ponderados de extracción de petróleos pesados en el bienio 2011-2012;

5- Evolución de la variación de los precios internos de comercialización de petróleos livianos a las empresas refinadoras;

6- Estimación de la tasa de rentabilidad obtenida por las empresas productoras en la comercialización interna de petróleos livianos;

7- Estimación de la tasa de rentabilidad obtenida por las empresas productoras en la comercialización externa de petróleos pesados;

8- Estimación de los márgenes de comercialización registrados por las empresas refinadoras y comercializadoras en la venta minorista de combustibles líquidos en el bienio 2011-2012;

9- Composición y costos del precio final de los combustibles líquidos que se comercializan en la República Argentina ( naftas Premium, súper, gasoil, gasoil premium y GNC);

10- Razones de las variaciones regionales de los precios finales de los combustibles líquidos;

11- Razones económicas que determinaron el congelamiento de combustibles líquidos por el término de 180 días implementado a través de la Resolución 35/2013 de la Secretaría de Comercio Interior;

12- Razones económicas para la fijación de mayores niveles de remuneración para proyectos de extracción de gas que provengan de nuevos desarrollos prospectivos y extractivos; y

13- Existencia de programas de incentivo a la extracción de petróleo vigentes en la República Argentina que provengan de nuevos desarrollos prospectivos y extractivos.

Señor presidente:

Durante los últimos años y, particularmente desde 2007 en adelante, se vienen registrando subas parciales y casi imperceptibles pero persistentes en el tiempo, de los precios finales de los combustibles líquidos en las bocas de expendio minorista en la República Argentina, como así también una multiplicidad de cambios en las relaciones de precios intersectoriales del conjunto de la cadena hidrocarburífera. Ello se ha reflejado en distintas medidas que van desde la reinstauración de derechos de exportación (retenciones a la exportación de crudo y combustibles líquidos), pasando por cambios en los niveles de precios internos en las transacciones entre los eslabones upstream y downstream y por la generación de mayores niveles de remuneración a los proyectos de extracción de gas y petróleo ( Gas y Petróleo Plus) y de refinación de combustibles (Refino Plus) que estén vinculados a nuevos desarrollos de prospectos exploratorios y extractivos.

Concretamente, desde noviembre de 2009, se ha acelerado este proceso a partir de la existencia de acuerdos tácitos entre las empresas productoras y refinadoras que operan en el mercado hidrocarburífero argentino, con el objetivo ampliamente difundido de ajustar los niveles de precios finales de los combustibles líquidos que se comercializan en nuestro país, según los parámetros vigentes en los mercados de combustibles de los países limítrofes, situación que nos acercaría, paulatinamente, a los precios internacionales de estos bienes.

Este argumento ha sido esbozado y difundido permanentemente por los principales actores del subsector hidrocarburífero y por diversos analistas y centros de estudios del mercado energético. En buena parte de estos análisis, suele ponerse el foco en el fuerte desajuste que los costos internos de los distintos eslabones de la actividad hidrocarburífera vienen registrando en los últimos ocho o nueve años, al compás de una generalización de políticas de subsidios directos que se han establecido de manera cuasi permanente en las estructuras de precios finales de los bienes energéticos. Por ende, se asume que esta distorsión costos de la actividad-precio final representa uno de los mayores alicientes, de carácter estructural, para la persistente suba de los combustibles líquidos.

Por otra parte, se enarbola otro argumento que impacta en el ámbito de la comercialización de combustibles líquidos y que está vinculado con la composición y estructura de costos internos medidos por litro de combustible puesto a disposición del consumo final. En tal sentido, tanto los analistas como las empresas refinadoras y comercializadoras, refieren permanentemente al alto componente impositivo que tiene la estructura de precios de los combustibles líquidos en la República Argentina, haciendo hincapié, fundamentalmente, en las naftas y, en segundo lugar, en el gasoil, utilizado masivamente para el transporte automotor de pasajeros y para la actividad agrícola.

Finalmente, aparece otro componente central en la argumentación que puede fungir como debida contextualización de los dos ejes anteriormente descritos y que está relacionado con la necesidad de brindar una estabilidad normativa- leída en términos de la clásica argumentación de la seguridad jurídica- que permita planificar con previsibilidad las decisiones de inversiones en todos los eslabones de la cadena hidrocarburífera. En ese orden de prioridades, suele señalarse, por parte de las empresas refinadoras, que las mencionadas distorsiones costos-precios finales están erosionando persistentemente los márgenes de rentabilidad del negocio, con lo cual se hace imperioso el sinceramiento de los niveles de costos y precios. Junto a ello se menciona, aunque subsidiariamente, la cuestión de la composición de costos interna de los combustibles líquidos. En este punto, vale decir que son precisamente las empresas expendedoras minoristas (y particularmente las no abanderadas o independientes), las que- como último y más débil eslabón de la cadena- suelen hacer referencia a este segundo argumento con mucha más fuerza, ya que lo asocian a parte de la problemática de su persistente baja de rentabilidad en los márgenes de comercialización que, en los últimos años, se han deteriorado ostensiblemente. De hecho, téngase en cuenta que, en los últimos ocho años, han cerrado más de 4.500 establecimientos de expendio de combustibles líquidos a causa de la pérdida estructural de rentabilidad, cuya contracara es la concentración de la actividad económica hidrocarburífera en los distintos eslabones de las grandes empresas del sector que terminan así por controlar mayores cuotas de mercado.

Ahora, desde este punto, creemos importante retomar el análisis para tratar de describir y analizar la misma problemática, pero desde otra perspectiva o mirada, que, en realidad, cuestiona la estructura básica de los argumentos centrales anteriormente señalados.

En efecto, la diversidad de actores relacionados con el sector de comercialización minorista y que dependen de contratos de expendio que firman con las empresas operadoras en el mercado upstream y downstream de petróleo, suelen referirse a la necesidad de revisar todo el funcionamiento de las estructuras de costos y precios de los combustibles líquidos, como así también otras cuestiones atinentes a la naturaleza del vínculo contractual que enmarca su actividad, cuestión importante pero que excede los límites de este proyecto.

En tal sentido, y partiendo de la problemática de este sector, nos parece relevante introducir un argumento que tiene que ver con el tipo de estructura del mercado hidrocarburífero, que presenta una configuración altamente concentrada y oligopólica en las dos dimensiones centrales de la operatoria de la oferta del negocio: la exploración, extracción y desarrollo (upstream) y la refinación y comercialización (downstream). Objetivamente, esta nueva constelación de actores es un producto concreto de las políticas desregulatorias encaradas en la década de los noventa, que cambiaron radicalmente la estructura del negocio, destruyendo la otrora integración horizontal- vertical que caracterizaba al sector en los tiempos de la YPF estatal. Una de las actividades centrales que fueron normadas bajo nuevos criterios, fue la de refinación y comercialización, que se desregularon mediante los parámetros de la ley de la oferta y la demanda que arbitrarían desde ese momento la comercialización libre de los combustibles líquidos. En tal sentido, esta nueva situación normativa se reglamentó a través de tres Decretos Ley de 1989, el 1055, el 1212 y el 1589, que subvirtieron aspectos centrales del funcionamiento del sector energético nacional establecidos en la Ley 17.319, vigente desde 1967 y jamás derogada hasta la actualidad. No nos extenderemos sobre estos puntos en este proyecto concreto, pero es la contextualización necesaria que debe conocerse a la hora de comprender la situación imperante en la presente coyuntura del mercado hidrocarburífero.

A los efectos prácticos de la situación que es motivo del presente proyecto, es importante tener en cuenta que la continuidad y profundización en el tiempo de una estructura oligopólica del mercado hidrocarburífero, ha generado conductas y modos de operación e intervención que son típicos de los contextos normativos con laxitud regulatoria que propenden a la acción cartelizada de las empresas que controlan la oferta en los distintos eslabones de la actividad. Por caso, en noviembre de 2009, se difundió públicamente que las empresas productoras Oxy y Pan American Energy (PAE) cerraron acuerdos de venta de crudo con dos de las grandes refinadoras que actúan en el país- Shell y Esso- con el objetivo de incrementar los precios de referencia en dólares por barril de petróleo- tanto livianos como pesados- que estas empresas le pagan a las productoras. Lo mismo sucedió meses más tarde con Repsol YPF y Petrobras, aunque es importante aclarar que, en estos casos, se tratan de empresas que operan en todos los eslabones de la cadena hidrocarburífera. A su vez, otras dos productoras importantes como Pluspetrol y Chevron habían acordado a mediados de 2009 contratos de provisión para los últimos meses del año con ajustes que están en torno al10% promedio en dólares. Para el crudo pesado, el valor promedio se elevó a US$ 52, mientras que el tipo liviano de mejor calidad pasó a US$ 57.

Es importante tener en cuenta que, hasta fines de 2008, regía una banda de precios que estaba entre los u$s 42 y los u$s 45, según tipo de petróleo ( livianos o pesados), en un contexto de fuertes restricciones para la exportación de crudo y combustibles líquidos a partir de las retenciones efectivamente aplicadas que, desde noviembre de 2007, tuvieron un sustancial aumento, a tal punto que todo lo que las empresas obtuvieran por exportaciones que estuvieran más allá de los citados precios de corte, era íntegramente capturado por el Estado en concepto de retención, situación que terminó por desalentar masivamente el ya de por sí menguado comercio exportador de crudo y refinados.

Sin embargo, en los acuerdos implícitos o tácitos recién aludidos, se habían establecido nuevas bandas de precios que, según tipo de petróleo, variaban entre los u$s 47 y u$s 57, lo cual es un hecho que corrobora el funcionamiento continuado y persistente de una conducta oligopólica cartelizada, ante la anuencia, pasividad o, en el mejor de los casos, validación de los organismos pertinentes ( Secretaría de Energía como órgano rector fundamental) que, desde el Estado, deberían dar cuenta de esta situación que se caracteriza por la perpetuación de acuerdos de comercialización de crudo en moneda extranjera y con márgenes de rentabilidad para las productoras que, por de pronto, debieran referir inexcusablemente a los costos de extracción de petróleo en nuestro país. Esta operatoria genera una auténtica renta que es capturada por el sector upstream del mercado desde hace dos décadas y sobre ello, jamás se ha puesto el foco analítico con la intención de conocer fehacientemente estructura de costos y precios realmente existentes.

Ahora, el complemento inevitable de este comportamiento de las empresas del sector, es el automático traslado a precios de los reajustes que las refinadoras y comercializadoras les reconocen a las productoras, anomalía que se reproduce permanentemente a causa de los mismos condicionamientos objetivos que impone la acción oligopólica. Por cierto, las empresas que operan exclusivamente en el sector downstream ( Shell y Esso), verían erosionadas sus estructuras de precios debido a las fuertes asimetrías que tienen con los actores que operan en toda la cadena y, en consecuencia, deciden descargar paulatinamente estos nuevos reajustes sobre el eslabón más débil, que es la distribución minorista de combustibles líquidos.

En definitiva, al reproducirse indefinidamente esta operatoria, no existe posibilidad alguna de focalizar sobre la estructura de comercialización vigente en todo el sector y, lo que es aún más preocupante, no parece haber desde el Estado nacional voluntad política para encarar esta problemática desde sus múltiples aristas, algunas de ellas, estructurales.

Subsidiariamente a estos planteos, persiste la problemática de la composición de costos de los precios finales de los combustibles líquidos, situación que, desde un aspecto, es tributaria del argumento estructural que estábamos poniendo a la luz, pero que, por otro lado, tiene un claro componente impositivo y fiscal, que requiere de modificaciones integrales en materia de impuestos, de modo tal de poder proponer cambios progresivos en la carga tributaria final de los combustibles. Asimismo, esta cuestión se vincula con las políticas de subsidios, ya que hay porcentajes determinados de los precios finales de las naftas y el gasoil que se están aplicando a fines diversos, entre ellos, obras de infraestructura y subsidios a los sectores energético y de transporte.

En este punto, sin embargo, sería importante realizar una aclaración pertinente. La dinámica de la crisis de abastecimiento energético, que se agudizó desde el 2009 y se cristalizó desde el 2010 en un persistente déficit de la balanza comercial energética que, desde entonces, aumenta cada vez más, se sostiene con mayores subsidios directos que se canalizan a través de las empresas ENARSA y CAMMESA para la compra de gas y combustibles líquidos necesarios para asegurar el abastecimiento del sistema energético nacional, lo cual configura, en la presente coyuntura, uno de los aspectos más críticos en la administración de la urgencia de la crisis y que impide encarar de manera sólida y consistente un esquema general de organización de regímenes de subsidios que sea coherente vis a vis el establecimiento de nuevas reglas de juego en todo el sector energético nacional.

Por último, entre fines de 2012 y comienzos de 2013, el Gobierno nacional tomó decisiones que han permitido reproducir el esquema de recomposición de rentabilidad consistente con el funcionamiento oligopólico cartelizado del sector económico de los hidrocarburos.

En efecto, en el marco del supuesto "congelamiento" de precios que el Gobierno estableció sobre los productos alimentarios vendidos en las grandes cadenas de supermercados, se han dispuesto sendos aumentos de precios vinculados con un producto estratégico para el funcionamiento económico; nos referimos, obviamente, al precio de la energía. Estos aumentos fueron básicamente tres:

a) El aumento del 66% del precio del barril de petróleo para su exportación. Precio que pasó de U$S 42 a U$S 70. Vale recordar que el costo de producción del barril no supera los U$S 10; por lo que el precio de U$S 42 ya incorpora una ganancia extraordinaria significativa de 320% que es apropiada por las empresas del sector; tasa de rentabilidad que con los precios vigentes alcanza el 600%.

b) El aumento entre el 50% y el 66% del precio del gas de boca de pozo. Esto es así porque se dispuso fijar el precio en U$S 7,5 dólares el millón de btu para el gas "nuevo" en lugar de los U$S 4,5 y U$S 5 en que se encuentra actualmente. Téngase presente que gran parte del denominado gas "nuevo" no es sino reserva de gas ya comprobada pero aún no explotada, cuando no es también gas "viejo" que se hace pasar por "nuevo". Al efecto de considerar el nivel del precio del gas es importante recordar que en buena parte de los yacimientos gasíferos del país, el gas está asociado con el petróleo. Por ende, el costo de producir gas en buena medida ya está cubierto por el costo de producir petróleo.

c) El aumento en el precio de los combustibles líquidos, por vía del establecimiento de un precio tope de comercialización para lo cual se toma como referencia el valor más alto del mercado en cada tipo de combustible. ( nótese que esta medida se estableció a través de la Resolución 35/2013 de la Secretaría de Comercio Interior y se presentó como un "congelamiento de precios"). Desde el 9 de abril, se dividió al país en seis regiones, pero es importante señalar que hay una gran dispersión de precios entre distintas jurisdicciones en el interior, con diferencias que oscilan entre el 8% y el 20% aproximadamente entre las distintas empresas. Por ejemplo, en el caso de la nafta Premium, en el interior tenemos valores que van desde los $6,5 hasta $8, mientras que en Ciudad de Buenos Aires la brecha es menor ( de $6,99 hasta $7,8 por el mismo combustible).Téngase en cuenta, sin embargo, que estos precios ya dejaron incluso de ser referencia, ya que, desde la publicación de la medida, se ha producido una carrera de precios entre las operadoras y los mismos establecimientos, generando una nueva situación de zozobra para los consumidores y para el funcionamiento de todo el sector de comercialización de combustibles líquidos. Con esta medida, muy probablemente se busque recomponer precio para YPF ( téngase en cuenta que, en comparación, siempre ha tenido los precios más bajos del mercado), de modo tal de tender a una equiparación y, con ello, desviar potencial demanda a los otros operadores, quienes, ante esa situación, tendrían que responder o con más producción o, en su defecto, con importación adicional de combustibles, lo cual redundaría en pérdidas de rentabilidad para sus operaciones.

Por todo ello, y en virtud de esclarecer cuál es la situación imperante en la política de comercialización de combustibles líquidos y los mecanismos de fijación de precios en los sectores upstream y downstream de la cadena hidrocarburíferas, solicito a mis pares la aprobación del presente proyecto.