Serie: Trabajos de Investigación

DOCUMENTO DE TRABAJO N°5

Precios Internos y de Exportación

de Gas Natural y GLP

¿Diferenciación o discriminación

de precios en el mercado interno? Juan J. Novara

Córdoba, Setiembre de 1997

Nota: Las opiniones aquí vertidas son de exclusiva responsabilidad del autor y no comprometen al IERAL ni a Fundación Mediterránea.

Precios internos y de exportación de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo:

¿Diferenciación o discriminación de precios en el mercado interno?

1. Presentación del Problema...............................................................................................1

2. Naturaleza de los mercados del gas natural y efectos del comercio internacional ............5

3. Características básicas del mercado mayorista de gas natural y sus aspectos regulatorios ........................................................................9

4. Medidas para promover la competencia de los mercados de gas natural.......................10

5. Evolución de los precios en el punto de ingreso al sistema de transporte.......................23

6. Precios de Exportación de Gas Natural: Conocidos, aparentes e implícitos ..................29

7. Factores que podrían explicar un diferencial de precios .................................................44

8. Ventajas y Beneficios de la incorporación del gas natural ..............................................50

9. Las ventajas no se reflejan en los precios de importación ..............................................52

10. Estructura de la industria y conducta de mercado: Indices de concentración en la oferta de Gas Natural y su interpretación................................53

11. ¿Diferenciación o discriminación de precios? ...............................................................64

12. Los precios internos y de exportación de GLP..............................................................66

13. La oferta de GLP y grado de concentración de las ventas............................................71

14. Implicancias de política económica y energética: Cambios sugeridos ........................75

Anexo.................................................................................................................................89

Precios internos y de exportación de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo: ¿Diferenciación o discriminación

de precios en el mercado interno?

Juan J. Novara

1. Presentación del problema

Los precios del gas natural en boca de pozo y los del Gas Licuado de Petróleo

(GLP) -en plantas de tratamiento- han venido subiendo gradual y sostenidamente en los

últimos años, hasta que actualmente superan los precios netos de exportación a países

vecinos. Esto indica no sólo la existencia de mercados segmentados con la consecuente

diferenciación de precios, sino también situaciones de discriminación potencial en el gas

natural y discriminación efectiva en el GLP, en perjuicio de los consumidores del país.

Mientras que el comportamiento de los precios del GLP se puede seguir -con

algunas dificultades para obtener información coherente y confiable- los precios de

exportación del gas natural ya negociado con Chile, o en proceso de serlo con Brasil, no se

han hecho públicos. Las empresas productoras aducen razones de estrategia comercial, en

tanto que los entes oficiales que la tienen o debieran conocer esa información se muestran

reticentes a causa de su confidencialidad.

Sin embargo, documentos oficiales de otros países, declaraciones de altos ejecutivos

de empresas interesadas en distintos proyectos de construcción y operación de gasoductos

de exportaciones, y artículos de la prensa especializada en Chile y Brasil, proveen

suficientes elementos de juicio para plantear, como hipótesis de trabajo, que en lugar de

precios internos menores o iguales a los de exportación, estos resultarían inferiores a los

que pagan o deberán soportar las Distribuidoras de Gas Natural y los usuarios radicados en

el país, por el mismo producto en igual fuente de origen: cuenca, yacimiento y pozo.

Se trata de un resultado inesperado (casi insólito para los nacionales del país

exportador), o al menos poco comprensible para la mayoría de los usuarios. Los motivos de

2

preocupación aumentan cuando se toma en cuenta que las condiciones de desenvolvimiento

de los negocios y las reglas regulatorias de la actividad no son similares. Por el contrario,

hay fuertes asimetrías, especialmente con Brasil. La naturaleza de los contratos de venta del

gas natural a largo plazo en los mercados de exportación puede contribuir a ampliar el

margen diferencial de precios (en contra). Esto se traduciría en una evolución de los costos

de cientos de actividades, desventajosa para la producción y el consumo nacionales.

Una parte de la explicación debe buscarse en el comportamiento de ciertas

empresas productoras líderes y sus seguidoras, que no es independiente de la estructura de

la oferta de gas natural y/o del GLP. Otra causa puede estar en la mayor capacidad de

negociación de los grupos importadores, o en diferencias en las elasticidades precio entre

la demanda nacional y la externa. Hay también una vinculación entre las economías de

escala de los gasoductos y los volúmenes necesarios para alcanzarlas, que se reflejarían en

el precio final en boca de pozo. Sin embargo, los dos últimos argumentos no son

precisamente consistentes con el signo del diferencial de precios, dejando en pie la idea de

discriminación de precios por condiciones de oligopolización de la oferta en el mercado

interno. Una dificultad adicional para estimar los precios reales de exportación, es la

posible existencia de retribuciones adicionales -a los precios- por asimetrías de regulación,

y diferentes grados de integración vertical en las etapas del negocio.

Precisamente las diferentes condiciones de funcionamiento de la industria petrolera

y el subsector del gas natural en los países vecinos (en especial Brasil), sumadas a los

grandes volúmenes totales a exportar -que están en danza- han generado la reacción de

cierto grupo de usuarios en Argentina. Aunque preocupado, el poder público se centraría en

intervenir en el manejo de las reservas para “asegurar” una disponibilidad futura mínima

para los nacionales, antes que investigar los diferenciales de precios y las condiciones de

competencia en y entre cada mercado.

El GLP es un subsector del negocio que ha entrado en una crisis de organización y

funcionamiento de magnitud, por causas que vienen de lejos y a las cuales nos hemos

3

referido oportunamente1. Básicamente, el negocio de envasado y distribución de GLP

(garrafas y cilindros) presenta una estructura arcaica moldeada en los tiempos de GdE SE,

con fuerte participación de Cámaras que agrupan a diversos núcleos de planteros, que a su

vez reconocen como cabeza a una o más empresas de alta participación de ventas en el

mercado. Los intereses corporativos lograron evitar que se regulara esta actividad del

mismo modo y con reglas similares a las fijadas para el gas natural. La industria siguió

recurriendo a acuerdos de fijación de precios, distribución de mercados, control de compras

e inventarios (stock), cesión de derecho de llenado de envases, y al pago de

compensaciones internas por excedentes de ventas sobre sus cuotas reconocidas. Lo que no

impidió que ciertas empresas más eficientes o agresivas aumentaran en algunos puntos su

participación relativa. O sea que es una organización que se valió de una serie de arreglos

de conductas claramente anticompetitivas, sin que las autoridades de control (de turno)

acertaran a tomar las medidas correctivas.

La Ley de regulación del GLP, que hace tiempo entró al Congreso para su

discusión, es inadecuada y obsoleta, ya que intenta legalizar un sistema que se ha

desmoronado, y no tiene ninguna justificación económica para seguir funcionando como en

el pasado. El intento de autoregular el sector por la entrada al negocio del envasado y la

distribución del principal productor de GLP del país, lejos de generar una competencia en

precios (aunque sí en calidad del producto y del servicio) induce a una mayor concentración

de la actividad y a una integración vertical de sus etapas, totalmente contraria al modelo

regulatorio seguido para el gas natural y la energía eléctrica2. Una de las consecuencias más

evidentes ha sido un aumento de los precios de lista del GLP, tanto a planteros como a nivel

del público, colocando a estos últimos entre los más altos de Latinoamérica y el Caribe.

Se asiste entonces a un contraste notable: los grandes distribuidores de Chile y

Brasil, que deben importar buena parte del GLP desde Argentina, y lo pueden ofrecer al

público a precios -corregidos por subsidios- sustancialmente inferiores a los que se pretende

1 . Novedades Económicas. Año 17 N° 175, Julio 1995.

4

imponer en el país. Podría arguirse que esto obedece a problemas con la oferta de GLP, o a

una demanda creciente muy firme en el país. Nada más opuesto. Hay una oferta y

disponibilidad creciente de butano y propano, y una demanda como combustible que no

crece. Más bien, tiende a disminuir entre los usuarios tradicionales (residenciales urbanos,

comercio y servicios). Sólo el propano a granel tiene un buen potencial de crecimiento, que

puede abortar, si los precios de reposición de la carga se acercan a los 800 a 900 us$ por

tonelada a que aspiran los grandes productores-distribuidores.

Es claro para todos aquellos que siguen de cerca el comportamiento y la evolución

de este negocio que los precios reales (ex-post) a veces difieren sustancialmente de los

esperados (programados o acordados), ya que los acuerdos entre fraccionadores se rompen

a menudo, por lo general en la temporada de baja demanda (verano), y reaparecen con los

primeros fríos. La llamada “guerra de precios” (en especial en garrafas y cilindros) es muy

común y explosiva. Sin embargo, no es un síntoma de disolución de los acuerdos colusivos,

sino la manifestación de una estrategia de supervivencia de las pequeñas firmas, y de la

tardanza en la reacción punitiva de las mayores, que toleran o no pueden impedir que esas

escaramuzas y tácticas de aumento o recuperación de ventas (y de las participaciones de

mercado), surjan en diversas plazas (mercados locales) que se distinguen en el país. En

algún momento la guerra va durar más de lo usual y algunas empresas quedarán demasiado

perjudicadas para continuar.

1.1. Los temas tratados

En primer término se presenta una caracterización de la naturaleza de los mercados

del gas natural y las restricciones para su comercialización internacional. A continuación se

discuten los datos sobre los precios internos en boca de pozo, por cuenca de origen, y su

cotejo con los precios a los que se estaría negociando u ofreciendo el gas argentino (open

season) en los diversos proyectos de exportación a Chile y Brasil. Para este segundo caso es

2 . Desde este punto de vista constituye un retroceso manifiesto en las ideas y enfoques aplicados al gas natural y la electricidad, y un motivo adicional de preocupación acerca de la futura competitividad de la actividad del GLP.

5

relevante la información proveniente de las exportaciones de Bolivia. Posteriormente se

describen y analizan las razones y factores por los que el diferencial de precios futuros

podría ampliarse en lugar de reducirse. Después se trata de investigar si la estructura de

oferta de la industria (medida por diversos indicadores de concentración), junto a otros

elementos de la organización del negocio en los otros países, podrían explicar (en parte) ese

comportamiento discriminatorio. Un desarrollo similar pero más abreviado se intenta para

el GLP, para terminar con una serie de consideraciones acerca de lineamientos de la

política energética y/o regulatoria que permitan corregir las distorsiones de precios y/o

hacer más transparente y competitivo el mercado interno.

Finalmente (aunque no se discutirán los aspectos en debate de las modificaciones a

la Ley de Hidrocarburos), es preciso destacar que se corre el alto riesgo económico de

dictar medidas de política energética que en lugar de promover una mayor competencia y

transparencia en la formación de los precios y su convergencia regional, terminen

imponiendo regulaciones más distorsivas en esos mercados. Aumentarían el costo

operativo, la discrecionalidad de las intervenciones y la litigiosidad, sin garantizar al

consumidor interno precios equivalentes a los de exportación, ni la eliminación de

asimetrías y subsidios cruzados entre grandes mercados regionales.

2. Naturaleza de los mercados del gas natural y efectos del comercio internacional

El gas natural de petróleo tiene diferentes usos y múltiples demandantes. Desde el

mismo productor que lo puede reinyectar (en parte) al yacimiento, pasando por los

operadores de los gasoductos que lo utilizan como combustible para hacer funcionar las

baterías de los compresores o para mantener el inventario operativo en los ductos y loops

como gas natural retenido. Sin embargo, el uso principal y razón del negocio es utilizarlo

como combustible ya sea para generar electricidad, calor y vapor en la industria,

calefacción y refrigeración en el comercio y los servicios, como GNC para automóviles y

camiones, o para calefaccionar, calentar agua y cocinar en casas de familia y otros tipos de

residencias urbanas. El componente básico del gas natural de petróleo que se distribuye por

grandes redes es el metano.

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Al igual que la electricidad, requiere de un medio de transporte específico a larga

distancia que conecte físicamente las áreas de producción con las de consumo, función que

desempeñan los gasoductos. A diferencia de la electricidad, el gas natural puede

almacenarse para atender picos de demanda estacionales o constituir reservas para consumo

futuro. Como los gasoductos troncales representan fuertes inversiones de capital de larga

vida útil, se trata de vincular a través de ellos las principales áreas o cuencas productoras

conocidas con los mayores centros de consumo del país. Pero por lo general no alcanzan a

cubrir todas las demandas zonales, ni a conectar entre sí las diversas zonas productoras. Sus

diseños tienden, más bien, a converger hacia los grandes centros de demanda, y sólo si se

cruzan pueden dar lugar a nodos de intercambio y redistribución. El resultado de esta

disposición es un mercado regional segmentado, con diferentes dotaciones de capacidad de

transporte y unos pocos nodos de intercambio. En consecuencia, los precios que se

establecen por el gas natural responden a una conjunción de factores relacionados con

particulares condiciones de la oferta y demanda a nivel local y regional. Ni siquiera llegan a

conformar un mercado nacional integrado.

Esto contrasta con los mercados de petróleo y sus combustibles líquidos derivados -

como los productos de destilería-, cuyos precios reconocen la influencia de factores y

fuerzas a nivel internacional Entonces es lícito y significativo referirse a precios

internacionales de petróleo para diferentes calidades, volúmenes y puntos de entrega y/o

períodos de espera; o al precio de las naftas, el fuel-oil y el gas-oil en tal o cual mercado del

mundo, y utilizarlos con bastante confianza como precios comparadores (benchmark).

Si bien es posible licuar el gas natural, el proceso requiere costosas instalaciones en

plantas y tanqueros o medios de transporte terrestre especiales para su traslado. En

consecuencia, su mercado internacional es muchísimo más limitado que el del petróleo

crudo y sus derivados. Por eso es incorrecto tratar de establecer un precio internacional por

el gas natural (de 9300 k/cal m3), cuyos mercados están específica y geográficamente

limitados.

Así por ejemplo en Europa, existen fuertes diferencias que tienen relación con la

estructura de la industria, su grado de integración vertical y horizontal, las fuentes de

aprovisionamiento, las condiciones de los contratos a largo plazo y los aspectos

7

regulatorios de esa actividad. Ni siquiera en los EE.UU y Canadá (una de las grandes

regiones desarrolladas del mundo en materia de integración gasífera y competitividad de

sus mercados), se puede hablar de precios (spot y futuros) representativos para cualquier

área de producción o puerta de entrada a grandes ciudades. El análisis de la convergencia

de los precios basado en un test de las variaciones diarias de los precios spot para 20 zonas

de producción de USA, determinó que mientras sólo el 46% de los pares de precios (por

yacimiento) estaban co-integrados en 1987, ese porcentaje creció al 66% en 1991. O sea

que hace seis años, un tercio de las áreas productoras tenía precios en boca de pozo que no

respondían al comportamiento de los precios básicos de referencia nacionales. En 1997 el

panorama no ha variado sustancialmente.

Cuando en abril de 1990 se autorizó la cotización de contratos de futuros en gas

natural de petróleo en la Bolsa de Nueva York (NYMEX), resultó ser el contrato de más

rápido crecimiento en toda la historia de esa Bolsa. Sin embargo, en mayo de 1995 la FERC

aprobó un segundo contrato a futuro que se transa en la Bolsa de Kansas (KBOT), al

comprobar que el primero no servía adecuadamente para todo el mercado norteamericano,

incluyendo las importaciones desde Canadá. Es decir que el comportamiento de los precios

del mercado spot no podía predecirse (anticiparse) con igual confianza con la sola

operatoria de futuros del NYMEX3.

Esta experiencia no significa que las tendencias generales de los precios del gas

natural en ese gran mercado (o en otras partes del mundo) sean inútiles, ni que los precios

pactados o negociados en un mercado con suficientes conexiones físicas y comerciales no

se influencian recíprocamente, sino que hay que tomar con mucha precaución citas de

precios de otras regiones del mundo como fundamento para explicar un determinado

comportamiento de los precios en otro sistema y mercado geográfico. Si el mercado

norteamericano todavía no está totalmente integrado, y subsisten varias restricciones y

limitaciones para mover el gas entre mercados regionales o para completar el arbitraje de

3 . El punto teórico de entrega para el contrato del NYMEX se fijó en el nodo Henry Hub de la Sabine Pipeline Company en Erath, Louisiana, en tanto que para el contrato de Kansas City Board of Trade el gasoducto elegido pertenece a la Valero Energy Corporation, en el nodo de intercambio de Waha al oeste de Texas.

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precios, con mayor razón puede esperarse que en una situación como la argentina pase lo

mismo.

Ahora bien, cuando un país no tiene suficientes reservas o capacidad de producción

para atender la demanda potencial de gas, los precios al consumidor y en boca de pozo para

iguales costos de transporte y distribución deberían ser más altos que en otro país bajo las

mismas condiciones de demanda pero con más reservas y producción anual excedente

respecto a su propio consumo. Un ejemplo es Canadá respecto a EE.UU. En el cono sur,

pueden ser Bolivia respecto a Argentina y Brasil, o Argentina respecto de Chile y Brasil. Es

también conocido que la oportunidad de exportar desde el país con excedentes al país con

déficit, haría subir los precios internos en el país que exporta y bajarlos en el país

importador, siempre que las condiciones de competencia y conocimiento de la información

resulten similares.

Es razonable y previsible que para una misma área o cuenca productora que contrata

la entrega de gas con diferentes clientes nacionales (Distribuidoras y grandes usuarios), los

precios en boca de pozo deben tender a converger en un precio común4. De la misma

manera, es de esperar que si el nuevo cliente corresponde a un país importador vecino, el

precio de venta del gas en boca de pozo, para igual o equivalente tipo y condición de

contratos, debería ser igual o al menos no inferior a los cargados a los clientes

nacionales.

Finalmente, cabe acotar respecto a otro importante factor en la determinación de los

niveles absolutos de precios del gas natural -para los grandes consumidores- cuál es el

precio del o los combustibles que constituyen su más cercano y eficiente sustituto, en cada

caso particular. Para todos aquellos usuarios que cuentan con instalaciones capaces de

quemar más de un combustible (dual firing), los precios del sustituto pueden actuar como

un techo o un piso, según una serie de condiciones y características de la industria

(demandante) relacionadas con su economía, eficiencia energética e impacto ambiental.

4 En la literatura del comercio internacional esto se conoce como la ley de un solo precio. Este precio es neto de costos de transporte y otros gastos.

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3. Características básicas del mercado mayorista de gas natural y sus aspectos regulatorios

Antes de discutir el comportamiento de los precios del gas natural en boca de pozo

destinado al consumo interno y establecer una comparación con los precios probables y/o

presuntos de exportación a Chile y Brasil, conviene repasar la conformación y

características básicas del mercado mayorista argentino del gas natural, así como las

condiciones de oferta y demanda en que se desenvuelve la actividad.

Como es de público conocimiento, la etapa de extracción (producción, captación y

tratamiento de gas natural) no está regulada por el mismo marco que las de transporte y

distribución, ya que aquella se rige por la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319 y sus

modificaciones y por los lineamientos de política económica de los Decretos Nº 1055, 1212

y 1589 de 1989. La característica fundamental es que los productores de petróleo y gas

gozan de amplia libertad para la disposición física del producto en los mercados interno y

externo, al igual que para los principales componentes del gas natural (metano, butano,

propano, etano y gasolinas). En tanto, las actividades de transporte de gas natural por redes

(gasoductos) y las de distribución y comercialización, tienen las tarifas de sus servicios

controladas por el marco regulatorio del gas natural y sus disposiciones complementarias,

que se expresan en las resoluciones del Ente Regulador (ENARGAS) al aprobar los cuadros

tarifarios.

En el marco regulatorio hay normas específicas para promover la competencia y

transparencia de la formación de los precios en el mercado mayorista e “incentivos” para la

compra más económica del gas por las Distribuidoras. Recientemente se ofreció un

mecanismo optativo de estímulo vinculado con el precio de referencia y el de los promedios

ponderados por cuenca, buscando activar la competencia en el mercado mayorista a corto

plazo del gas natural por redes (metano). Una medida que en sí misma refleja la

insatisfacción con el comportamiento, no precisamente competitivo, de ese mercado.

El problema básico con la negociación de los precios en el punto de entrada a

gasoductos es que todas las medidas regulatorias y de incentivos para hacer más

transparente y competitivo el proceso de formación de los precios, sólo operan (por diseño)

sobre los demandantes y no sobre los oferentes, que son los más fuertes en capacidad

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económica y de negociación. El sistema, tal como está definido, permite una competencia

por comparación -entre compradores- lo que debe reflejarse en una baja dispersión de los

precios de compra por cuencas, pero no es relevante para explicar el valor absoluto de

aquellos y mucho menos su tendencia en el mediano y largo plazo.

Para que el lector interesado pueda formarse su propio juicio, conviene repasar la

evolución de las diversas medidas adoptadas para promover la competencia.

4. Medidas para promover la competencia de los mercados de gas natural

En primer término se debe recordar que el Decreto Nº 48/91 establecía un período

de transición a partir del 1º de enero de 1991 (cuando los precios del gas natural en boca de

pozo y al consumidor serían regulados por el Ministerio de Economía), hasta el 31 de

diciembre de 1992 como máximo. Por el artículo 8º del mencionado decreto, se establecía

que “al final el período de transición se desregularían los precios del gas natural a los

usuarios finales, quedando sujeta la desregulación de los precios de los productos a la

existencia de múltiples oferentes en condiciones más competitivas que las actuales”.

El Decreto Nº 633 del 12 de abril de 1991, de reestructuración de la industria del

gas natural, señala que la misma “persigue como objetivos el aumento de eficiencia de las

actividades de la producción, transporte y distribución, garantizando que los beneficios se

trasladen al consumidor e incentiven la participación del capital privado de riesgo, asegure

un proceso organizado, basado en condiciones competitivas igualitarias en las distintas

etapas de la reestructuración y fije un rol al Estado en su carácter de regulador de la

operación y desarrollo de la industria gasífera y sus mercados”.

Por el artículo 2 se distinguía la formación de dos mercados que funcionarían a

nivel mayorista y minorista. El primero corresponde a las transacciones entre productores

y distribuidores y entre productores y grandes usuarios, en tanto que en el segundo se

llevarían a cabo las transacciones entre las ocho Distribuidoras y los clientes cautivos en

sus respectivas áreas de servicio.

Por el artículo 3 se señalaba que la “regulación, sólo alcanzaría a las transacciones

del mercado minorista y a los servicios de transporte prestado por las redes de gasoductos.

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Estos servicios funcionarían en condiciones de acceso abierto, con prohibición para los

transportadores de realizar compra-venta e intermediación en gas natural. El mismo decreto

indicaba “que cumplido el período de transición, las transacciones y precios que se den en

el mercado mayorista serán totalmente libres, con la salvedad de estar sujetas a

publicidad”. La autoridad competente (Secretaría de Energía de la Nación) “podrá

regular las transacciones y precios de dicho mercado mayorista, si comprobara

prácticas monopólicas o discriminatorias en su accionar”.

Por el artículo 6 se fijaban las atribuciones de los productores. Al respecto el MEO

y SP se comprometía a acelerar los planes y programas de exploración, producción y

transformación de la industria del gas natural, para que en este nivel del proceso productivo

(upstream) “se den condiciones de numerosos oferentes, que faciliten la competencia y

garanticen precios libres de eficiencia en el mercado mayorista”. Por el artículo 10 se

confirmaba el período de transición -en condiciones económicas y precios- “hasta que se

garantice la competencia en el mercado mayorista”.

Por su parte el artículo 82 de la Ley Nº 24076 que determinaba el Marco

Regulatorio del Transporte y Distribución del Gas, en su capítulo III (período de transición)

establecía que la liberalización de los precios debía producirse a mediados de 1993 (como

máximo) fijándose como objetivo de política energética -durante la transición- la

diversificación de la oferta productiva de gas. El Poder Ejecutivo podía reducir ese

período, si lograba antes el objetivo enunciado: “Durante el tiempo de la transición el

Ministerio de Economía, Obras y Servicios Públicos fijará para el mercado interno los

precios máximos del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte a percibir por los

productores. Finalizado dicho período, se desregularían los precios del gas y las

transacciones de oferta y demanda gasífera serán libres dentro de las pautas que

orientan el funcionamiento de la industria de acuerdo al Marco Regulatorio”.

Esas pautas están contenidas en el mismo marco y en los Decretos Nº 2731/93 y

normas complementarias dictadas por la Secretaría de Energía. Una de ellas es la del

Decreto Nº 1411/94 y posteriormente la establecida por el Decreto Nº 1020/95.

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Las disposiciones generales de la Ley Nº 24076 (Cap. II, art.2) señalan que los

principales objetivos de la regulación del transporte y distribución del gas natural son a)

Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores, b) Promover la competitividad

de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y alentar las inversiones para asegurar

el crecimiento a largo plazo.

Por el artículo 13 se señala “que sin perjuicio de los derechos otorgados a los

Distribuidores por su habilitación, cualquier consumidor (en realidad un gran usuario)

podrá convenir la compra de gas natural directamente con los productores o

comercializadores, pactando libremente las condiciones de la transacción”. O sea que

quienes pueden obviar la intermediación de los Distribuidores, sólo pagan las tarifas de

transporte y distribución, quedando la operación de compra a su exclusivo riesgo, ya que

las condiciones son libres y no están sujetas a control por el ENTE o la Secretaría de

Energía. Ni siquiera existe la obligación de informar precios y cláusulas de ajuste.

En cambio, las compras que efectúen las Distribuidoras están sujetas a las

especificaciones del art. 37 inc. a); 38 inc. c) y 52 inc. d). El primero determina que la tarifa

del gas a los consumidores incluye “el precio en el punto de ingreso al sistema de

transporte”, es decir la regla del traslado pleno (pass-through). El artículo 38º inc. d)

determina que “el precio de venta del gas por parte de los Distribuidores a los

consumidores, incluirá los costos de su adquisición5 “Cuando dichos costos resultan de

contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta Ley

(24076) el ENARGAS “podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores, si

determínase que los precios acordados exceden de los negociados por otros Distribuidores

en situación que el ENTE considere equivalente”.

Por su parte, el art. 52, que enumera las funciones y facultades del ENARGAS

establece en el inc. d) la de “prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o

indebidamente discriminatorias entre los participantes de cada una de las etapas de la

industria, incluyendo a productores y consumidores”. Aquí se observa que el ENTE podría

5 Adviértase que el costo de adquisición podría incluir elementos adicionales al del precio del gas (por volumen o unidad calórica) percibido por los productores.

13

llegar a intervenir (investigar y auditar) las operaciones de venta de los productores “si

estas implicaran conductas violatorias de la competencia”.

La reglamentación de la Ley Nº 24076 -por el Decreto Nº 1738/92- aclara en el art.

37 inciso 5 “que las variaciones del precio de adquisición del gas serán trasladadas a la

tarifa final del usuario de tal manera que no se produzcan beneficios ni pérdidas al

Distribuidor ni al Transportista bajo el mecanismo, en los plazos y periodicidad que se

establezca en la correspondiente habilitación” dos veces por año (antes de la temporada

invernal y de la estival).

En cuanto a la limitación del traslado de precios [art. 38º inc. c) de la Ley] el

“ENTE no utilizará un criterio automático de menor costo, sino que con fines informativos,

deberá tomar en cuenta todas las circunstancias del caso, incluyendo los niveles de precios

vigentes en los mercados en volúmenes y condiciones similares”. “El ENTE podrá publicar,

con fines informativos, los niveles de precios observados, en términos generales y sin

vulnerar la confidencialidad comercial”6.

El mismo artículo 38 de la reglamentación señala que “En ausencia de mala fe, los

precios libremente negociados entre partes independientes, se presumirán justos y

razonables. Frente a tal presunción el impugnante soportará la carga de la prueba del

exceso injustificado”. El Ente determinará en qué casos debe considerarse que no se trata

de partes independientes7. Finalmente, el mismo artículo señala que la “decisión del Ente en

cuanto a impedir el traslado del exceso al precio pagado por el Distribuidor no invalidará

los contratos y sus efectos entre las partes intervinientes”.

6 Con ese fin “El Ente podrá requerir a los sujetos activos de la Ley la presentación de copias de los contratos de compraventa de gas natural y transporte que se celebren, y/o la provisión de información agregada sobre el particular”, o que “el ENTE tendrá derecho a obtener información de los sujetos de la ley sin vulnerar la confidencialidad comercial”.

7 . Este aspecto está reglado por el art. 34 de la Ley Nº 24076 (y su primera reglamentación por el Decreto Nº 1738/92 modificado -en parte- por el Decreto Nº 2255/92), que define las limitaciones de participación (controlante) entre los productores, distribuidores, transportistas y consumidores, o contratos entre sociedades vinculadas que comprenden diferentes etapas de la industria del gas natural. Sin embargo, “el ENTE sólo podrá rechazar los contratos en caso de alejarse de contratos similares entre sociedades no vinculadas perjudicando el interés de los respectivos consumidores”.

14

Antes de continuar con las disposiciones complementarias, viene bien hacer un

breve análisis del alcance de las regulaciones en favor del establecimiento de un mercado

mayorista competitivo, del realismo de algunos de los supuestos básicos para la liberación

de los precios, de la efectividad de los mecanismos de control puestos a disposición de las

autoridades regulatorias, y de las exigencias establecidas para probar presuntas violaciones

a la competencia.

La intención manifiesta de las directivas y guías de política establecidas por los

Decretos Nº 48/91 y 633/91 junto con los enunciados en la Ley del Marco Regulatorio del

Gas Natural, era promover la competencia en todas las etapas del negocio, que no existía,

ya que había una sola gran empresa a nivel del productor-comercializador mayorista (YPF

SE) y un solo gran transportador-distribuidor (GdE SE) a nivel minorista, siendo ambas

empresas estatales y monopólicas. Por lo tanto, la condición previa a la liberalización de los

precios de “que existieran múltiples oferentes en condiciones más competitivas que las

actuales” (de 1990) o “numerosos oferentes” era un requisito necesario -fácil de satisfacer

con la re-estructuración del sector- pero de ninguna manera suficiente para establecer y

mantener un mercado plenamente competitivo. Por ejemplo, si se pasara de una situación

de monopolio a un duopolio habrá más competencia, e igual conclusión se deriva si de un

duopolio se pasa a un oligopolio. Pero ninguna de esas dos estructuras resulta plenamente

competitiva, ni siquiera alcanza a una situación de “competencia que trabaje o un mercado

contestable”.

La diversificación de la oferta (pre-existente) por cuenca y/o región, mediante varios

oferentes (independientes), era otra manera de especificar condiciones complementarias

mínimas a ser satisfechas por la nueva estructura de mercado. Sin embargo, se puede contar

un grupo numeroso de productores medianamente diversificados -en el sentido de ofrecer

alternativas de suministro- sin que ello garantice una competencia libre y abierta a precios

de eficiencia, con el alcance que los economistas asignan a esos términos. Basta que uno o

más de ellos tenga una participación importante en la extracción de gas natural o un control

comercial sobre las producciones de otros productores menores, para cambiar

sustancialmente los resultados del comportamiento (ideal) esperado.

15

Es muy conocido también que las leyes y decretos pueden llegar a influenciar la

estructura de la industria (conformación formal), sin incidir mayormente en los

comportamientos de los productores, respecto de los volúmenes y precios ofrecidos, que

es lo que realmente interesa. Desde este punto de vista, las directivas y reglas básicas

establecidas señalaban una intención sana pero voluntarista, ya que se puso demasiado

énfasis en que la competencia por el número de firmas llegaría a prevalecer, sin considerar

el peso de sus participaciones de mercado, las relaciones inter-firmas y la naturaleza del

producto (recurso no renovable) una vez liberados los precios en boca de pozo.

Si bien el ENARGAS podría intervenir en el mercado mayorista “para prevenir

conductas anticompetitivas, monopólicas o indebidamente discriminatorias”, su función

principal y campo de acción se vinculan con las etapas del transporte y la distribución,

actuando sólo sobre los demandantes del fluido y no sobre los oferentes del mismo. Para los

productores la autoridad regulatoria es la Secretaría de Energía de la Nación, un

organismo destinado a la administración de la política sectorial y a la promoción del

desarrollo energético antes que al control de comportamientos no competitivos, para el que

no estaba preparada y donde es débil a todas luces.

Por otra parte, después de más de treinta años de precios políticos, lo esperable era

precisamente dejar actuar a las fuerzas del mercado, al menos hasta que se alcanzara un

nivel de precios razonable8. Si estos se excedían, la SE sólo podía regular las transacciones

mayoristas “si comprobara prácticas monopólicas o discriminatorias” de los productores en

el mercado. Aunque la SE puede actuar de oficio, en la práctica sólo lo hace en función de

alguna denuncia que considera fundada.

Además, los mismos instrumentos legales señalan que las “transacciones son

completamente libres y sólo sujetas a publicidad (de precios)” con la salvedad de que ésta

no puede infringir las normas de confidencialidad de la información suministrada por las

empresas. El hecho adicional de que en las transacciones entre los productores y las

8 Pareció haber algún tipo de compromiso entre el Ministerio de Economía y los grandes productores de gas en cuanto a que el precio se ajustaría gradualmente hacia arriba hasta alcanzar un valor satisfactorio para ambos, o sin un severo ajuste de precios en los dos o tres años siguientes a la liberalización.

16

Distribuidoras rige la regla de que “en ausencia de mala fe los precios negociados -entre

partes independientes- se presumirán justos y razonables”, hace aún más dudosa e

inefectiva la posible intervención de la Secretaría de Energía. Primero, porque debería

probarse (por el denunciante o impugnante) la existencia de mala fe y/o la no

independencia entre las partes; segundo, porque si ello resultara comprobado, no invalidaría

los contratos firmados ni sus efectos económicos entre las partes interviniente. Se coloca

así el peso de la prueba en el más débil, con un claro incentivo negativo al reclamo,

pues aunque este prospere no habría ninguna posibilidad de revisar los precios inicialmente

acordados que no fuese voluntaria por parte del productor.

La disyuntiva entre la conveniencia de no regular los precios en boca de pozo -que

por tantos años estuvieron congelados- protegiendo al mismo tiempo al consumidor, se

vuelve a manifestar en los considerandos del Decreto Nº 2731 del 29 de diciembre de 1993,

que en su artículo 1º aprueba la reglamentación del artículo 83 de la Ley 24076, y deja sin

efecto el Decreto Nº 1186 del 9 de junio del mismo año. En los hechos, el Decreto Nº 2731

desregula efectivamente los precios del gas natural a partir del 1º de enero de 1994 y

reglamenta el funcionamiento de los mercados del gas natural, crea un registro de

operadores y establece las condiciones con que suministrará la información sobre

cantidades y precios transados en los mercados de corto y largo plazo, con que se

distinguen las operaciones mayoristas de gas natural de petróleo.

En efecto, el Decreto de referencia señala “que resulta de interés general que los

precios del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte sean el resultado del

libre juego de oferta y demanda en un mercado competitivo” pero “que constituye un deber

irrenunciable del Estado Nacional asegurar la existencia de un mercado competitivo cuyas

condiciones permitan la formación de precios óptimos para beneficio de los

consumidores”; “que la existencia de un mercado de corto plazo de gas natural,

suficientemente transparente y con información en tiempo real, contribuiría al

desarrollo y competitividad del mercado del gas natural y los combustibles en el país”; “que

ambos mercados se influencian mutuamente y constituyen un eficaz medio comercial para

la limitación de los riesgos asumidos, ya que permitiría proteger simultáneamente a

productores y consumidores, frente a variaciones significativas de precios”.

17

Como se puede observar, hay dos directrices claras. A nivel de producción, los

precios deben ser libres y fijados por el mercado, que debería ser competitivo, operar con

transparencia y dar a conocer sus transacciones mediante la oportuna publicación de la

información pertinente. El objetivo final es que a mediano plazo se alcance no sólo una

mayor competitividad, sino que la formación de precios resulte óptima también para los

consumidores.

Con el fin de instrumentar tan ambiciosos objetivos, en las operaciones del mercado

mayorista del gas natural se distinguirán las pertenecientes al mercado de corto plazo

(MCPGN) y las de mediano y largo plazo (MMLPGN). Se consideran transacciones de

corto plazo aquellas concertadas a lapsos no superiores a seis meses sucesivos, ni inferiores

a un mes calendario. Ambos tipos de operaciones deberían ser informadas a la Secretaría de

Energía, a fin de que las registre como pertenecientes a uno u otro mercado (art. 2, inc. a y

b).

En el art. 3 se indica que “podrán participar en uno u otro mercado, los productores

y todas aquellas personas que conforme a la legislación aplicable se encuentren

habilitadas para vender o adquirir gas natural (y de acuerdo a la Ley 24076 y su

reglamentación)”. A fin de que las empresas licenciatarias de la distribución del gas natural

(las ocho Distribuidoras) se vieran impulsadas a establecer un mercado de mediano y largo

plazo, se les restringió el porcentaje de las compras a efectuar cada año en el mercado de

corto plazo hasta el equivalente al 20% de los volúmenes operados durante el mismo mes

del año inmediatamente anterior y esta restricción sólo podría ser liberada en caso de fuerza

mayor. Ese límite de un quinto podría llegar a duplicarse si el mercado de gas natural se

desarrollaba en forma competitiva hasta alcanzar el máximo del 40% (art. 4º). Adviértase

que esta regla es una típica regulación por comando, y no deriva de ningún modelo de

funcionamiento simulado del mercado.

A fin de que la Secretaría de Energía “pueda obtener la información disponible

relacionada con las operaciones del MCPGN y los del MMLPGN, las personas físicas y

jurídicas que se propongan realizar habitualmente transacciones comprendidas en

cualquiera de esos dos mercados -como vendedores o compradores de gas natural por

cuenta propia o de terceros- deberán inscribirse en el Registro de Compañías Operadoras de

18

Corto Plazo en Gas Natural o en el Registro de Compañías Operadoras en el Mercado de

Mediano y Largo Plazo o en ambos, que funcionará en la Secretaría de Energía” (art. 5º).

Toda la información a ser suministrada a la SE por las compañías operadoras en los

mercados definidos, tendrán carácter de confidencial, registrándose mediante un

formulario especial (Anexo III del Decreto Nº 2731). Sin violar la confidencialidad

establecida “la SE confeccionará estadísticas (de precios y cantidades) sobre la base de

dicha información, una para el MCPGN y otra para el MMLPGN, desagregada por cuenca

gasífera por región, o generales del país, que serán puestas mensualmente a disposición del

público general” (Título IV, art. 6º). Esta obligación y responsabilidad no parece haberse

satisfecho, a juzgar por la dificultad que cualquier ciudadano común tiene para acceder a

esa información.

El Decreto 2731/93 trata de promover la formación de dos mercados, la generación

de información oportuna y fehaciente sobre precios y volúmenes transados; facilitar la

aparición de nuevos operadores (traders) en gas natural, de modo que con el correr del

tiempo se establezcan esos mercados. Más aún, se busca que el funcionamiento del de

mediano y largo plazos permita predecir los cambios en el mercado de corto plazo, para

poder disminuir el riesgo de las operaciones. Sin embargo, el instrumental creado no fue

suficiente, pues no es más que el registro de las transacciones y la reunión de información

para un mejor conocimiento de la operatoria de la industria. Tal como lo atestigua la

experiencia de EE.UU. -primero en petróleo y después en gas natural- en tanto no se

materialice un mercado de futuros, con cotizaciones por contrato tipo (estándar) de

entrega de gas, similares a los de cualquier otra mercancía transable en un mercado regional

amplio que cotice en una Bolsa reconocida, la esperanza de que los agentes intervinientes

(productores, distribuidores y grandes usuarios) puedan crearlo en Argentina resulta muy

optimista, y hasta cierto punto ilusoria.

La instrumentación de la potestad conferida por el art. 38 inc. c) de la Ley Nº 24076

y el Decreto Reglamentario Nº 1738/92 para limitar el traslado a la tarifa de los costos de

adquisición del gas natural, cuando el ENARGAS “determinare que los precios (de

compra) acordados -por algún Distribuidor- exceden los negociados por otros

Distribuidores”, se establece el Decreto Nº 1411 del 18 de agosto de 1994. La limitación de

19

traslado pleno de los precios de adquisición se fundamenta en la obligación impuesta a las

empresas licenciatarias de “realizar una eficiente gestión de compra del gas natural, en

resguardo de los intereses de los consumidores”. Por lo que el artículo 1º del Decreto 1411

instruye al ENARGAS para que “Certifique si los distribuidores han realizado sus

operaciones de compra de gas natural en el marco del Decreto Nº 2731/93 y si los mismos

se han concretado a través de procesos transparentes, abiertos y competitivos, realizando

esfuerzos razonables para obtener las mejores condiciones y precios en sus operaciones”.

Por el artículo 2 del Decreto Nº 1411 se establece que en el caso que el ENTE

verificase que dichas operaciones se han apartado del marco establecido en el artículo

anterior, utilizará a los efectos del traslado (del precio) del gas a los consumidores, el

menor costo de adquisición que se haya operado en el mercado en condiciones y

volúmenes similares”. No obstante, como lo señala la reglamentación (del art. 38 inc. c), el

ENARGAS “no utilizará un criterio automático de menor costo, sino que tomará en cuenta

todas las circunstancias del caso” para establecer las condiciones de similitud o

equivalencia en las transacciones.

Por el artículo 3 se instruía a la Secretaría de Energía, dependiente del MEOySP “a

que en su carácter de autoridad de aplicación de la Ley Nº 17.319 ponga en conocimiento

del ENARGAS todo hecho o circunstancia que signifique entre productores de gas natural

el ejercicio de conductas anticompetitivas, monopólicas o indebidamente discriminatorias,

o que impliquen abuso de posición dominante en los mercados del gas natural”.

Aquí cabe un breve comentario respecto a ambos decretos. Hacer que las

operaciones de compra de gas natural satisfagan lo dispuesto por el Decreto Nº 2731, es

desconocer que la capacidad de negociación entre empresas de muy diferente tamaño y

poder económico no se rige precisamente por los principios y criterios allí establecidos.

Utilizar el menor costo de adquisición por condiciones y volúmenes similares surge del

principio de regulación de “competencia por comparación”. Pero ésta no es generalmente

favorable para las empresas más pequeñas o de menor capacidad y habilidad de

negociación. A lo sumo, se fuerza al vendedor (productor) a sustituir algunas cláusulas del

contrato a presentar ante el ENARGAS, para eliminar las objeciones del ENTE sobre

exigencias de un futuro ajuste de precios, pero eso no asegura que la renegociación forzada

20

resulte sin costo para el Distribuidor. Por otra parte, el proceso de control ejercido por el

ENARGAS tiende a nivelar los precios de compra en una misma cuenca o yacimiento y,

posiblemente, a que los compradores diversifiquen sus fuentes de aprovisionamiento, pero

no puede asegurar que el nivel absoluto de los precios en el mediano plazo resulte menor

que sin esa intervención.

Cuando los precios en boca de pozo contemplan la modalidad de descuentos por

cantidad (precios no lineales), la desventaja del pequeño (adquirente) es manifiesta.

Probar que existe abuso de posición dominante por parte de un productor o de un

grupo es tarea difícil, costosa y lenta, pues se vincula con las disposiciones y el

procedimiento administrativo establecido en la Ley Nº 22262 (1980) de Defensa de la

Competencia, acerca de cuya ineficacia para resolver expeditivamente este tipo de

cuestiones9 existe un consenso general en la profesión,. En consecuencia, resulta muy

cómoda para defender la posición de los productores, como ha quedado de manifiesto en

diversas audiencias públicas llevadas a cabo por el ENARGAS.

La insatisfacción con los resultados observados en el comportamiento de los precios

del gas natural, y la insuficiencia de los mecanismos establecidos para presionarlos a

converger con el valor del contratado por el operador más eficiente, promovió el dictado

del Decreto N° 1020 de julio de 1995. Este crea un régimen optativo para las empresas

licenciatarias de Distribución de Gas, que funcionaría como incentivo para operar en el

mercado de corto plazo de gas natural (MCPGN) a precios más bajos que los que operan

en el marco de la regulación (previa) vigente, de modo que se traduzcan en beneficios para

el usuario y las firmas operadoras.

Para generar este incentivo se definió un procedimiento alternativo al previsto en el

punto 9.4.2.6 de las Reglas Básicas de la Licencia de la Distribución de Gas (Decreto N°

9 Del artículo 1° de la Ley se desprende que “una persona (o empresa) goza de una posición dominante en un mercado cuando para un determinado tipo de producto o servicio es la única oferente, o cuando sin ser la única, no está expuesta a “una competencia sustancial”. Una acción se considera lesiva a la competencia si además es perjudicial al interés general. La Ley ha presentado importantes problemas de instrumentación y entre sus muchas debilidades no establece remedios prácticos y efectivos en contra de comportamientos anticompetitivos.

21

2255/92, Anexo B: Reglamento de Servicios y Tarifas)10 que reemplaza al anterior en caso

de que las Distribuidoras opten por acogerse al mismo. Es necesario que el ENARGAS

determine un precio de referencia para cada cuenca de origen para las operaciones en el

mercado de corto plazo, y un precio ligeramente mayor que el anterior que es el precio

promedio (ponderado) por cuenca.

La idea central del mecanismo de incentivo a comprar mejor, es que la empresa

que logre adquirir gas a precio más bajo que el de referencia, y pueda trasladar (a la tarifa y

factura al cliente) el precio de compra más el 50% de la diferencia entre el de compra y el

de referencia (caso 1). Para las operaciones realizadas a precios superiores a los de cuenca,

lo que la Distribuidora puede trasladar es el precio que resulte de restar al de compra el

50% de la diferencia entre este y el precio promedio de cuenca, (caso 2). Por fin, para las

operaciones realizadas a precios superiores a los de referencia e inferiores o iguales a los de

cuenca, el precio traslado es el de compra, (caso 3). O sea que el tercer caso no tiene

premio ni castigo. En cambio, quien compra por debajo del precio de referencia recibe un

premio de la mitad de la diferencia entre el precio de compra y el de referencia. Pero quien

adquiere a precios mayores que el precio promedio de cuenca resulta castigado con un 50%

del diferencial entre precio de compra y precio de cuenca. Estos tres casos pueden

visualizarse en el gráfico adjunto.

Premioo $

*PP

1

1

10 Por este punto se establece la metodología para calcular el precio de compra (estimado) para el período estacional siguiente. Este deberá ser el promedio ponderado de los precios correspondientes a los contratos vigentes y del precio de compra estimado para las adquisiciones proyectadas -para el período siguiente- que no estén cubiertos por contratos.

Precios del Gas Natural

Ppc

Pref

o Precios de Traslado * Precios de compra

*o

CastigoP

P

∗

( )

( )$

2

2o

P P( ) ( )$

3 3=

MCPGN (Res. 1020/95)

22

Para que el lector pueda distinguir mejor la situación del comprador que adquirió el

gas a un precio inferior o igual al precio promedio de cuenca(Ppc), pero superior al de

referencia (Pref), se ha ampliado la banda intermedia. En este caso el precio de traslado es

igual al de compra. En consecuencia no recibe premio ni castigo, por lo que para este

Distribuidor el procedimiento optativo es neutro en sus efectos sobre los costos. Es claro

que el ENARGAS pudo haber establecido un solo precio promedio (línea punteada) para

facilitar el cálculo de los precios a trasladar, y hacer equivalentes los porcentajes efectivos

de bonificación y castigo a recibir por los mejores y los peores compradores.

Tal como se define el sistema, con una banda de precios, quien mejor compra recibe

algo menos del 50% del diferencial respecto de una media general entre precio de

referencia y promedio de cuenca. Por otra parte, para los menos eficaces comprando la

pérdida es algo menor del 50% del diferencial entre el precio de compra y el promedio

único. Sin embargo, es bien visible que entre los precios de traslado correspondientes (P∧

1 y

P∧

2) hay un buen margen a favor de las empresas que tienen la capacidad, la habilidad o las

vinculaciones para obtener un precio más bajo que el de referencia. Este, de acuerdo al

marco regulatorio, debería corresponder al promedio de precios de compra de los grandes

usuarios que adquieren el gas en forma directa a los productores.

Este sistema optativo (por diseño), intenta que todos los distribuidores que a priori

se estiman mejores compradores que el resto deberían decidirse por el régimen de

incentivos. También algunos de los que podrían estar en la situación opuesta para

minimizar su pérdida. A mayo de 1997 (penúltima revisión tarifaria∗) cuatro de las ocho

Distribuidoras habían optado por la Res. 1020/95. Entre las que prefirieron seguir con el

procedimiento original de pass through (punto 9.4.2.6.) está la más grande de las

Distribuidoras y otras tres medianas.

∗ Ver Resoluciones sobre aprobación de cuadros tarifarios del 21 de mayo de 1997 (Por ejemplo Res. 438 al 441 B.O. 28651).

23

La conclusión que puede derivarse de esta experiencia es que el régimen optativo

permite ampliar las oportunidades de negociación y regateo a ciertos compradores, a la par

que su margen de distribución por una ganancia entre el precio de compra y el de traslado

(a tarifa) o disminuir la pérdida, si compró a precios más altos que el promedio de cuenca.

No obstante la ventaja no debe ser significativa, pues de lo contrario hubiese atraído a más

Distribuidoras. Inicialmente ayuda a disminuir las diferencias entre los precios de traslado,

es decir que reduce la dispersión de la distribución de los precios del gas incluidos en las

tarifas, pero en la medida que se va alcanzando, el procedimiento optativo va perdiendo su

atractivo. En el mediano y largo plazo no influirá en el precio medio en boca de pozo, que

los productores -especialmente el dominante- aspiran alcanzar. Lo que va a ocurrir es que el

sendero (promedio) de precios no va a ser muy diferente del que se habría observado sin el

procedimiento optativo, pero la dispersión de precios entre Distribuidoras y grandes

usuarios será menor.

5. Evolución de los precios en el punto de ingreso al sistema de transporte

Aún cuando se ha venido haciendo referencia a precios del gas natural en boca de

pozo, técnicamente, los publicados por el ENARGAS como los derivados de la Secretaría

de Energía corresponden a precios en punto de ingreso a los gasoductos troncales. En el

caso del GLP (butano y propano) los precios que se mencionan son a la salida de las plantas

de tratamiento, en refinería, en depósitos y terminales de despacho. Por lo tanto, los precios

del gas natural en boca de pozo serán, por lo general, menores y más variables que los

observados en punto de ingreso a sus respectivos sistemas de transporte, ya que no sólo hay

que descontar los costos de tratamiento y acondicionamiento y transporte de los mismos,

sino que se ajustarán en más o menos por calidad. Esta viene definida en términos de poder

calórico, impurezas presentes y, en especial, por los contenidos (por debajo de los máximos

permisibles) de sustancias contaminantes y otros elementos nocivos11.

11 De acuerdo a lo establecido en la Licencia de Distribución: Reglamento de Servicios; Decreto Nº 2255/92, Anexo B, Subanexo II, punto 4: Especificaciones de Calidad, “el poder calórico superior mínimo del gas a ser entregado por las Distribuidoras será de 8850 Kcal/m3 y el poder calórico máximo será de 10.000 Kcal/m3”, siendo de 9300 Kcal/m3 el estándar utilizado para el cálculo de los precios a trasladar a las tarifas. Las especificaciones sobre impurezas, químicos nocivos, agua en estado líquido o vapor, temperatura máxima del gas, productos sólidos o líquidos no deseados, etc. son numerosas.

24

Si el gas natural se entregara rico -llamado también húmedo- por no haberse

separado la gasolina, butano, propano y etano, su precio por metro cúbico será

comparativamente mayor que el correspondiente al gas seco (metano) derivado de aquél.

En realidad, el gas natural es un producto bastante complejo, con diversos componentes

cuyos precios específicos varían de acuerdo al uso principal y a la demanda particular que

satisfacen. De modo que para discutir estrictamente los precios en boca de pozo, se

requeriría más información desagregada, o bien contar con los datos directos de los

productores, fuente de precios que no es tan pública como debiera ser. Sin embargo, para

las cuestiones que plantea este eso trabajo no resulta imprescindible.

Otro aspecto que obstaculiza las comparaciones rápidas de precios son las diferentes

unidades físicas y monetarias utilizadas. Internacionalmente se acostumbra a expresar las

cotizaciones del gas natural en dólares por millón de BTU (Bristish Thermal Unit). En los

EE.UU., los precios también se expresan en centavos de dólar por pie cúbico o por mil pies

cúbicos (us$ MPC), convención adoptada por YPF SA en la presentación de sus balances e

informes trimestrales, aunque debería hacerlo primero en unidades del sistema métrico

decimal. Sólo los precios utilizados por el ENARGAS están en este sistema, al fijar los de

referencia y promedio por cuencas en pesos por mil metros cúbicos ($/dam3).

El butano y el propano se cotizan en dólares por tonelada. A fin de hacer menos

dificultosa la comparación de precios, para el caso del gas natural se prefirió utilizar dólares

por millón de BTU (us$ MMBTU) como unidad de medida convencional. Cuando se citen

otras unidades se indicarán las equivalencias utilizadas en la conversión12.

El precio regulado del gas natural -por metro cúbico- era de us$ 0,0358 en punto de

entrada a gasoducto al momento de ser liberado, e igual para todas las cuencas. Ello

equivalía a us$ 0,970 por MMBTU. En tanto que el GLP, denominación general que

12. Un millón de BTU (MMBTU), por ejemplo, equivale a 251.995 k cal. Para el gas natural de 9300 kcal/m3 se requerirán 27,096 m3 aproximadamente. En cambio 1000 pies cúbicos (MPC) equivalen a 28,317 m3. En términos calóricos MPC equivaldrían a 1.045.050 BTU. O sea que para convertir precios medidos en MPC a precios por MMBTU hay que dividir a los primeros por el factor 1,045. Una regla práctica para equivalencia de precios es que la cotización en MPC no debería superar el precio medido en MMBTU en más del 4,5%.

25

incluye butano y propano, era de us$ 142,50 la tonelada cualquiera fuera su origen, planta

de tratamiento, refinería o terminal de carga.

Al liberarse los precios del gas natural al 1º de enero de 1994, muestran un pequeño

ascenso entre enero y abril para las cuencas Nor-Oeste (CNO) y Austral (CA), y una suba

de unos cinco centavos de dólar en la cuenca Neuquina (CN), según el Cuadro 1. En el mes

de mayo (que corresponde al inicio del período estacional invernal), se observa un

importante ajuste de precios con unos 13 centavos de incremento para la CN y poco más de

11 centavos en la CNO, que pasa al segundo lugar en el nivel absoluto de los precios. En

cambio, la cuenca austral apenas se mueve, y sus precios quedan incluso por debajo del

anterior regulado.

De acuerdo a esta información, correspondiente a los precios promedios de compra

que proporciona la Secretaría de Energía13 a partir de los contratos registrados en el

mercado mayorista del gas natural, los incrementos para la CN fueron del 19,7% a contar

desde enero de 1994, y 12,7% para la CNO en igual lapso. Los precios promedios

disminuyen a partir de octubre a diciembre de ese año en el período estacional de verano,

pero en proporción mucho menor que la del aumento invernal precedente, siendo la cuenca

neuquina la que muestra más resistencia a la baja. Los precios de la austral vuelven al nivel

previo. A fines de 1994 los promedios de precios estaban en us$ 1,12 MMBTU en la CN,

un poco más de un dólar en la CNO y de us$ 0,963 por MMBTU para la austral.

Además de la clara estacionalidad de precios (que responde al aumento de la

demanda de otoño-invierno), se advierte un nuevo incremento de precios a partir de enero

de 1995, liderado por los productores de la cuenca neuquina que a abril acumulan unos 9

centavos adicionales, con un reajuste mayor en enero de 14 centavos en los precios de la

CNO. En mayo por cierto los precios vuelven a incrementarse, con la CN nuevamente

liderando el aumento en valor absoluto por sobre la CNO, y con la austral sin cambios. Para

el período estacional invernal, de mayo a setiembre de 1995, los precios medios son de

13 Esta fuente aporta los precios desde el inicio de la liberalización, en cumplimiento de lo dispuesto por el Dec. 2731/93. Los precios de referencia y promedios de cuenca sólo están disponibles desde mayo de 1995 (Res. 1020).

26

alrededor de us$ 1,290 MMBTU para la CN, us$ 1,195 MMBTU para la CNO y sólo us$

0,969 para la austral. El diferencial absoluto de precios entre las dos primeras cuencas era

poco menos de 10 centavos. Desde la liberalización, los incrementos acumulados fueron del

33,6% para la CN y 27,8% para CNO y prácticamente cero para la austral. No sólo el

mayor costo de transporte hasta el anillo de intercambio de Buenos Aires explicaría el

comportamiento de los precios de la cuenca austral, sino la insuficiencia de capacidad de

transporte del gasoducto que le sirve, frente al potencial de extracción de gas mucho mayor

del área.

Los movimientos de precios mensuales y sus secuencias de cambios indican que la

cuenca neuquina ejerce el control del proceso, y la noroeste la sigue. A fines de 1995, la

estratificación de los niveles de precios medios y sus diferenciales eran claramente visibles,

a la par que la dinámica de los reajustes de precios estacionales de mayo y octubre de cada

año. Viene al caso también advertir que los esfuerzos del ENARGAS por limitar algunos

traslados de aumentos de precios (como por ejemplo los de los primeros meses de 1995), no

influenciaron mayormente la tendencia ascendente de los mismos. Hay un sendero de

precios (temporal) que los productores desean alcanzar, especialmente para la cuenca

neuquina. El freno regulatorio unilateral sólo consigue demorarlo y, muy probablemente,

disminuir las dispersiones de precios entre las Distribuidoras.

En 1996 el comportamiento de los cambios de precios por cuenca -del mercado

mayorista- repite el patrón de 1995, con la cuenca neuquina subiendo menos de 4 centavos

por MMBTU (en enero, sobre los niveles de diciembre) con suave empuje en los tres meses

siguientes, con un aumento de 11 centavos en mayo para alcanzar un pico de us$ 1,382

MMBTU en julio. Los precios de la CNO se ajustan algo más en enero con 6,5 centavos de

incremento, pero mantienen el nuevo nivel constante hasta abril. En mayo adicionan otros

5,3 centavos para llegar a us$ 1,249 para todo el período estacional invernal. En la CA no

hay casi cambios.

Observando el comportamiento de los precios de los últimos años, parecen

delinearse dos estrategias de cambio. En la cuenca neuquina el precio promedio mensual es

más sensible a la demanda, y al mismo tiempo parece un mecanismo de testeo de la

resistencia del mercado (los compradores), generando así cambios de cotización casi todos

27

los meses hacia arriba o abajo, en tanto que en la CNO el ajuste es mayor en los meses de

enero, mayo y octubre, pero entre subperíodos (enero-abril y octubre-diciembre) los precios

permanecen constantes. Los precios medios de todo el año 1996 fueron de us$ 1,319 para la

CN, us$ 1,163 para la CNO y us$ 0,967 para la CA. Los incrementos acumulados desde la

desregulación hasta el 31 de diciembre de 1996 fueron del 32,9% para la CN, del 28,8%

para la CNO y sólo del 0,03% para la CA. Si se mide el incremento respecto de los picos

invernales de precios se alcanza el 43,3%, el 34,6% y el 1,6% respectivamente.

Como el propósito de este trabajo no es discutir los incrementos de precios o el

nivel absoluto alcanzado en cada cuenca, sino identificar valores característicos para cada

período o sub-período de interés a los fines de su comparación posterior con los precios

presuntos de exportación, resulta conveniente retener algunos datos correspondientes a la

segunda parte de 1996.

Precios Promedios de Compra del Gas Natural Mercado Mayorista. en us$ MMBTU

Año 1996

Períodos Indices Relativos (meses) CN CNO CA CN CNO CA Invierno Mayo-Sept. 1.382 1.249 0,973 100.0 90,4 70,4 Verano Oct.-Dic. 1,284 1.196 0,961 100.0 93.1 74,8 Diferenciales 0,098 0,053 0,012

Fuente: Cuadro 1 Anexo.

En el Cuadro se observan los diferenciales de precios por cuenca y los

correspondientes al del período estacional invernal, y el de los tres primeros meses del

primavera-verano que le siguen. La ventaja que obtienen los productores de la cuenca

neuquina respecto de la austral es sustancial, llegando casi al 30% en la temporada de alta

demanda. La desventaja de la CNO se acorta en el período estacional cálido, pero está casi

un 10% por debajo en el período estacional invernal. Los costos de transporte, que no han

variado tan significativamente en ocho meses de 1996, no pueden explicar totalmente los

28

diferenciales de precios sino interviniesen otros factores relacionados con las condiciones

establecidas en los contratos, y la característica de la demanda estacional por cuenca.

A partir de octubre de 1995 se cuenta con los precios fijados por el ENARGAS en

función de lo establecido por el Decreto Nº 1020/95, que corresponde a las transacciones

cubiertas por contratos de seis meses de duración. Estos precios son un mejor indicador de

la evolución estacional reciente en las condiciones de oferta y demanda por el fluido, ya

que completan los requerimientos de los compradores no cubiertos por los contratos de

mediano y largo plazos (tres a cinco años o más). Faltaría contar con alguna evidencia

sobre los precios corrientes (spot) del gas natural para completar la sinopsis, pero no están

disponibles.

En el Cuadro 2 del Anexo se incluyen los precios en pesos por m3 de gas natural, y

en el Cuadro 3 los convertidos a us$ MMBTU. Con el objeto de ser lo más ecuánimes

posible en la identificación de precios característicos, se utiliza un promedio simple de los

precios de cuenca y los de referencia que llamamos normalizados. Esto equivale a suponer

que los compradores del exterior (Chile o Brasil) no serán ni mejores ni peores que los

demandantes argentinos (Distribuidoras y grandes usuarios) en su capacidad y eficacia para

comprar y negociar precios de entrega. La información así estimada se resume en el cuadro

siguiente:

Precios Normalizados por Cuenca -En us$ MMBTU-

Octubre 1995 a Septiembre de 1997

Cuenca Octubre 95/ Mayo-Sept. Oct.96/ Mayo-Sept. Cambio ∆%* Abril 96 1996 Abril 97 1997 Verano Invierno

Indices Indices

Neuquina 1,225 1,368 1,257 100,0 1,383 100,0 +2,6 +1,1

Nor Oeste 1,146 1,245 1,189 94,6 1,232 89,1 +3,7 -1,0

Austral 0,950 0,958 0,957 76,1 0,967 69,9 +0,7 +0,9

* Miden los ocurrido entre períodos estacionales iguales, por ejemplo invierno 1996 con invierno 1997.

Fuente: Cuadro Nº 3.

Se observa que el aumento de precios ocurrido entre los dos períodos estivales

(1995/96 versus 1996/97) fue mayor que los respectivos períodos invernales que les

29

siguieron, excepto en la cuenca austral que muestra un comportamiento atípico. Los precios

de la CNO caen por primera vez en el período estacional (de mayo a septiembre de 1997),

confirmando que la oferta de corto plazo es relativamente más abundante que en el período

anterior. En la cuenca neuquina el crecimiento de los precios es menor, pero en valores

absolutos sigue trepando en búsqueda de la meta de superar los us$ 1,40 MMBTU en 1997.

Si se cotejan los niveles de los precios del mercado de corto plazo del período

invernal del año 1997 con los de los precios promedios de compra del mercado mayorista

de mediano plazo para la temporada invernal anterior (1996), se advierte que resultan muy

similares, al comparar la cuarta columna de precios normalizados con la primera fila de los

precios promedios de compra. Este fenómeno puede interpretarse de dos maneras. Una es

que las previsiones iniciales incluidas en las cláusulas sobre precios futuros de los contratos

de mediano y largo plazo firmados hace unos años, eran de un mercado con precios

nominales en us$ más firmes que los prevalecientes en 1997. La otra es que la reducción de

precios invernal no es más que un gesto de buena voluntad de los grandes productores en

un año electoral, pero no bien este evento quede atrás, los precios se ajustarán al alza de

nuevo para alcanzar el sendero previsto. La segunda explicación es la más razonable para la

cuenca neuquina, en tanto que la primera lo es para la Nor-Oeste, donde las fuertes

inversiones en exploración y desarrollo de reservas han aumentado la capacidad de

extracción potencial y creado una situación de abundancia relativa temporal, hasta tanto se

concreten las posibilidades de exportación de esa cuenca14.

6. Precios de Exportación de Gas Natural: Conocidos, aparentes e implícitos

Tal como se anticipó, la búsqueda de información sobre los precios de exportación

de gas natural hacia países limítrofes como Chile y Brasil no es tarea fácil. La fuente

primaria directa es privada y, por lo tanto, selectivamente confidencial. Los precios que

14 Es conocido que el gran objetivo de ese desarrollo es llegar a certificar un volumen de reservas de tal magnitud que hagan viable su exportación a Brasil, el Norte de Chile y abastecimiento a la Mesopotamia argentina. Lo primero que se hará es revertir el flujo de importaciones desde Bolivia, sustituyéndolas por gas local.

30

deberían darse a conocer por los organismos públicos de control o los regulatorios de la

actividad, no están disponibles.

A pesar de la amplia cobertura del negocio de exportación por artículos técnicos y

notas en revistas especializadas, encuestas a ejecutivos de empresas y numerosos

comentarios periodísticos sobre la materia, el tema de los precios acordados, el plazo de los

contratos de venta y las condiciones de los mismos, son casi desconocidos. La información

que ha trascendido no es completa, ni su grado de confiabilidad. Sin embargo, brinda

suficientes elementos de juicio para sostener la hipótesis de precios diferenciales entre el

mercado interno y el de exportación para un mismo producto, yacimiento y/o cuenca.

Aunque las operaciones de exportación comprometidas y/o con firme intención de

llevarse a cabo son varias, aquí sólo se analizarán tres casos. En primer lugar, las

exportaciones que se están realizando -desde mediados de 1996- por el sur del país con gas

natural de la cuenca austral. En segundo término los envíos, recién iniciados, por medio del

gasoducto de Gas Andes que servirá a la región central de Chile, particularmente a la

ciudad de Santiago y otras importantes localidades de la quinta región. El gas a exportar

tiene su origen en yacimientos de la cuenca neuquina y del sur de Mendoza. En tercer lugar,

las exportaciones a Brasil (particularmente la conectada con la operación del gasoducto

boliviano-brasileño) cuyo destino principal es la ciudad de San Pablo, con gas natural

proveniente de la CNO. Se pueden analizar en este caso los precios que surgen de los

contratos de exportación del gas natural boliviano -que son conocidos- para inferir lo que

los grandes usuarios y Distribuidores del Brasil estarían dispuestos a pagar por el gas

argentino, particularmente el salteño.

Como una referencia cruzada útil se señalarán los precios que Argentina paga

efectivamente por el gas natural boliviano, cuyo flujo se interrumpirá en 1999, o cuando el

aumento de la demanda de Brasil así lo exija, dando término al contrato de provisión de gas

con el país. Las exportaciones de gas salteño se harían aprovechando el mismo ducto que lo

31

traía desde Bolivia, invirtiendo la dirección del flujo15. Podrían comenzar en el año 2000 o

2001.

Las exportaciones de gas natural a Chile comenzaron a finales de 1996 mediante un

contrato de provisión formalizado entre la Unión Transitoria de Empresas (UTE) formada

por Bridas, Chauvco e YPF, con Methanex Chile Ltd., subsidiaria de Methanex

Corporation del grupo canadiense NOVA, para utilizarlo en la planta de producción de

metanol, localizada a unos 17 kms. al norte de Punta Arenas. El gas argentino proviene del

yacimiento San Sebastián, Isla de Tierra del Fuego, en la cuenca austral.

De acuerdo con la información de una revista especializada16 el suministro debe

cubrir por lo menos el 85% de los dos millones de metros cúbicos diarios que requiere el

nuevo tren de producción de metanol. El contrato de venta tiene una duración de 20 años.

Los precios en punto de entrada a gasoducto (que sale de la planta de tratamiento de San

Sebastián), asegurarían un básico mínimo, que se ajusta por una fórmula que lo vincula con

las variaciones del precio internacional del metanol. O sea que el precio de la materia prima

(gas natural) se indexa con la evolución del precio del producto (metanol) siendo en

consecuencia variable, puede aumentar o disminuir, pero nunca por debajo del piso. Este

precio mínimo no ha sido difundido.

Los precios de exportación del gas natural desde fines de diciembre de 1996 a

marzo de 1997 oscilaron entre us$ 0,95 y us$ 0,97 por millón de BTU, de acuerdo a la

misma fuente. De modo que inicialmente resultaron muy similares a los obtenidos en el

mercado interno, aunque -en promedio- parecerían ligeramente más bajos.

Dado que los principales productores de metanol en el continente americano se

hallan localizados en Trinidad y Tobago, donde Methanex Corporation tiene una capacidad

de producción que triplica la instalada en Chile, la planta de Punta Arenas es un tomador de

15 Será necesario llevar a cabo ciertas adecuaciones en instalaciones y ampliaciones de capacidad de tratamiento, así como efectuar la conexión entre el gasoducto boliviano-argentino y el boliviano-brasileño que parte de Río Grande (Santa Cruz de la Sierra) o con algún nodo colector más cercano.

16 . TECNOIL; Año 18, Nº 184, marzo de 1997: “La primera exportación de gas natural a Chile”, pp. 38/41.

32

precios17. Como la isla de T y T posee grandes reservas de gas natural, los precios están

apenas por arriba de los us$ 1,00 por MMBTU, no obstante su cercanía a los principales

mercados de exportación de metanol.

Esta dependencia de los precios de un producto con un mercado internacional muy

competitivo y precios de la materia prima relativamente bajos y en mejor localización que

los del sur argentino, son aspectos condicionantes que no deben perderse de vista en la

comparación de la posible tendencia de los precios del gas natural de exportación -hacia

Chile- desde la CA. Por lo pronto, ya señalan una importante asimetría en los factores y

fuerzas de mercado que explican la formación de los precios en los mercados internos y

externo. Más aún, la actualización de esos precios se hará por mecanismos muy diferentes18.

El segundo caso de exportación de gas natural a Chile, mediante el gasoducto

construido y a operar por el consorcio Gas Andes que inició su actividad comercial en

agosto del corriente año, es bastante más complicado que el anterior. No sólo porque hay

numerosos contratos firmados entre los principales demandantes chilenos (generadores y

distribuidora) y los productores de gas de la cuenca neuquina, cuyos niveles, términos y

condiciones de venta no han sido dados a conocer públicamente, sino porque la

información secundaria, además de dispersa es, hasta cierto punto, confusa y contradictoria.

Al tema de los precios efectivos de exportación del gas natural argentino a Chile no

se le prestó atención, y quedó totalmente relegado. Las noticias más difundidas reflejaban

la gran puja de intereses establecidos entre dos grupos rivales -TRANSGAS y GAS

ANDES- para concretar el negocio y ganar la contienda económica por transportar el gas

hasta el área metropolitana de Santiago. La prensa especializada de ambos países destacó la

importancia de las inversiones en el gasoducto y se hizo eco de los cambiantes resultados

17 La capacidad de producción de metanol instalada en TyT es 2.240.000 toneladas anuales, de las que Methanex tenía 1.120.000 Ton. Con la incorporación en 1998 de 850.000 Ton. por Saturn Methanol Co. (EE.UU.) la capacidad total será de 3.090.000 toneladas/año. Fuente: El Informador Energético derivada de Gas&Gas, oct. 1996.

18 Los precios internos de acuerdo al marco regulatorio prevaleciente en Argentina son básicamente de traslado a los acordados entre las partes. Los de Methanex se hallan sujetos a una cláusula de ajuste que los hace depender de la variación del precio internacional del metanol, e indirectamente de los del gas

33

preliminares de las negociaciones de ambos grupos para asegurar compromisos de demanda

de transporte del gas, en función de sucesivas reducciones en las tarifas ofrecidas por cada

uno y de los cambios de bando de algunos grandes generadores chilenos que, finalmente,

inclinaron la balanza en favor de Gas Andes.

La competencia entre proyectos excluyentes relegó el tema del precio de

exportación del gas natural argentino a una cuestión accesoria, ya que debería surgir de una

negociación privada e independiente entre cada gran demandante y los diversos productores

de la cuenca neuquina dispuestos a satisfacer esos requerimientos. Pero es claro que para

que las empresas chilenas se comprometieran a contratar determinada capacidad de

transporte en firme o interrumpible, a cierto costo y por muchos años, debían tener

suficientes conocimientos e información sobre los probables precios de venta solicitados

por el gas argentino. Más aún, esas tratativas se fueron desarrollando y perfeccionando

simultáneamente por un mecanismo de retroalimentación de información.

Por su parte, los titulares de las empresas de explotación de los yacimientos

argentinos debían solicitar a la Secretaría de Energía y Puertos el permiso de exportación y

el período a cubrir, presentando una Carta de Intención celebrada con el comprador chileno

donde constaran los volúmenes a exportar y las condiciones de venta del gas natural. Así

por ejemplo, la Resolución Nº 200/97 de la SEyP del 18 de abril de 1997, otorgó a la UTE

formada por Total Austral SA, Deminex SA y Bridas Austral SA, una autorización de

exportación de gas natural producido en las áreas de Aguada Pichana y San Roque

(Neuquén), con destino a Chile, siendo el comprador la distribuidora Metro Gas Chile SA19.

Aunque por el art. 6 de la Res. Nº 200/97 se indicaba que los vendedores “deberán

presentar ante la Sub-Secretaría de Combustibles de la SEyP copia fiel de los contratos de

natural en boca pozo de Ty T. El precio internacional del metanol sufrió una baja (importante) en 1996, por presión de una oferta mundial creciente.

19 El volumen firme programado es de seis mil millones de metros cúbicos de gas natural con un máximo de diez mil millones de metros cúbicos, durante un período de 10 años, a partir de 1997. El crecimiento esperado de los volúmenes diarios programados se iniciaría con un millón de m3, aumentando a un millón seiscientos mil en el tercer año y a un millón ochocientos cincuenta mil a partir del sexto año. Por el art. 2 “se autoriza las exportaciones de excedentes de gas natural a las cantidades diarias previstas, siempre que estén sujetas a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno”, de acuerdo a lo establecido por otros decretos y resoluciones de la SEyP. La hipótesis de máxima entrega, que incluye los excedentes, implica un caudal diario promedio de 2.729.726 metros cúbicos o mil millones de m3 por año.

34

exportación celebrados dentro de 30 días de publicada la resolución”, de modo que la

información sobre precios acordados es perfectamente conocida por la autoridad regulatoria

de la extración gasífera, pero no es de público conocimiento como debiera.

Las numerosas opiniones vertidas por algunos de los principales ejecutivos de las

empresas participantes en el negocio tampoco ayudan a esclarecer la cuestión. Desde el

lado de los oferentes predominó el criterio de que “el precio de exportación del gas a fijar

con Chile debe ser el mismo que rige en el mercado argentino” (Michael Contie, Total

Austral) o que “los productores argentinos deberán negociar el precio del gas, que no sería

diferente al que ofrece la cuenca neuquina a los clientes argentinos” (José E. Romero

Vagni, TGN)20. Un aviso de las firmas integrantes de TRANSGAS del 19 de septiembre de

1995, comunicando un importante acuerdo para el futuro suministro de gas a Chile por el

gasoducto Transandino, informaba que el gas comenzaría a entregarse en septiembre de

1997, mediante su provisión permanente y en firme -en los próximos 25 años- sin riesgo

alguno para el abastecimiento de los mercados locales. Se enfatizaba que eso asegurará un

ingreso de divisas a Argentina, “al maximizar los volúmenes a exportar a un precio igual al

mercado interno, sin creación de subsidios entre el mercado argentino y el chileno”21. De

acuerdo a estas manifestaciones y al sentido común, no cabría esperar que los precios

fueran diferentes. En todo caso debían ser más altos para el destino a Chile, aunque esa

posibilidad fue apenas mencionada por los productores de Argentina.

Sin embargo, la información por el lado de los demandantes y ciertas estimaciones

oficiales de un ente vinculado a la programación energética de largo plazo, en Chile,

mostraban una percepción y expectativas de precios a regir muy distintas. Conviene aclarar

que los precios de interés para los importadores eran los de entrega en destino, o sea

incluyendo los costos de transporte y distribución. Trazando un símil con una operación de

comercio exterior, a ellos les preocupaban los precios CIF. Pero considerando que la gran

discusión suscitada entre los dos proyectos de gasoductos permitiría tener una información

20 Entrevistas a Michael Contie, Gerente General de TOTAL AUSTRAL SA y a José E. Romero Vagni, Presidente de Transportadora Gas del Norte, publicadas en TECNOIL, año 17, Nº 170, Dic. 1995, págs 31 y 34 respectivamente.

35

cierta de las tarifas de transporte y distribución a partir de los precios estimados en punto de

entrega, se podrían obtener los netos en punta de entrada a gasoducto en Mendoza o

Neuquén. Mediante este ejercicio los precios resultaban más bajos que los pagados por los

usuarios argentinos a igual fecha.

Una primera manifestación de esta discrepancia surgió en las estimaciones de la

Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE) consignadas en un informe de septiembre

de 1995, referido al Plan Indicativo de Obras de Centrales Eléctricas a incorporar para

servir al Sistema Interconectado Central (SIC) entre 1996 y 2005. En ese documento la

CNE estimaba que el precio medio del gas proveniente de la cuenca neuquina, puesto en

una central térmica de ciclo combinado localizada en las cercanías de Santiago o en la Va

Región, sería de us$ 1,20 MMBTU. En las recomendaciones de ese informe se señalaba

que: “el precio medio del gas puesto en la central se encuentra cerca de los límites

superiores informados hace seis meses por las empresas interesadas en construir centrales a

gas”. De modo que la expectativa de precios de esas empresas chilenas -a septiembre de

1995- era pagar muy poco por el gas argentino (metano), ya que la tarifa de transporte del

Gasoducto Gas Andes, para los generadores con grandes consumos, debía ser inferior a us$

0,80 MMBTU22.

Las estimaciones del costo marginal de generación y rentabilidad de las nuevas

centrales a gas estimadas por la CNE, influían fuertemente en el ordenamiento sugerido

para el año de entrada de cada central, adelantando la operatoria para las plantas a gas y

posponiendo las hidroeléctricas. Esto generó una fuerte reacción contraria de ENDESA,

que anunció la construcción de la central hídrica de Ralco (la segunda sobre el Bío Bío) con

entrada en operación en 2002 en lugar del 2006, como lo sugería el Plan Indicativo de la

CNE. Los argumentos esgrimidos por el Directorio de ENDESA, a través de su Presidente

José Yuraszeck, es que a su juicio los precios reales del gas eran más altos que los

21 Comunicado de Astra, Bridas, Petrolera San Jorge, Pluspetrol e YPF: Ambito Financiero.

22 Esta tarifa es la publicitada por el gasoducto rival (TRANSGAS) en julio de 1995, como resultado del proceso de negociación (open season) de este grupo. La oferta fue mejorada posteriormente por GAS ANDES en un porcentaje que algunos comentaristas señalan que fue del 3 al 7%. Para la zona

36

consignados en el Informe de la CNE. Por lo tanto, la central de Ralco constituía para

ENDESA una mejor solución económica y por ende continuarían con su programa.

Lamentablemente no fue posible obtener ningún tipo de información respecto de los

precios acordados con los productores del yacimiento de Sierra Chata (Santa Fe Energy

BHP y otros) en Neuquén con los generadores chilenos (entre ellos Chilgener), con un

volumen algo inferior a los envíos totales de Total-Deminex-Bridas, pero igualmente

importante para cubrir la demanda de los primeros cinco años de funcionamiento del

gasoducto. Este fue el primer contrato firmado con proveedores de Argentina.

Quizás como resultado de la protesta de ENDESA y la revisión de información más

reciente, la CNE reestimó el valor utilizado para el gas natural en el último programa de

obras del SIC de abril de 1997, donde se fijan los precios de nodo para dicho sistema. El

Plan de Obras del SIC (de abril de 1997 a abril del 2005) contempla la incorporación de 16

centrales, de las que nueve serían a gas natural, con tres de ellas: SES, Nehuenco y San

Isidro entrando a operar, una en 1997 y dos en 199823. Por este Informe Técnico Definitivo

el valor del gas puesto en la central considera un cargo fijo por capacidad de transporte

reservada de us$ 10,30 por año por m3/día, más un cargo variable por el valor del gas de

us$ 1,49 MMBTU24. Para que el lector no se confunda se toman estos datos como los más

confiables, en razón de la fuente.

Considerando que el cargo por capacidad de transporte no incluye el porcentaje de

gas retenido, ni tampoco el costo de transporte ni otros gastos del servicio de intercambio -

desde city gate a planta generadora-, es necesario descontar del valor del gas utilizado por

la CNE por lo menos un 10% por gas retenido y entre 2% y 3% por los otros conceptos. El

Metropolitana Norte, TRANSGAS había ofrecido una tarifa de transporte equivalente a us$ 0,943 MMBTU. Ver El Mercurio, 2º sección, reproducido en El Informador Energético, 12 de Julio de 1995.

23 Comisión Nacional de Energía (CNE): “Fijación de precios de nudo. Sistema Interconectado Central (SIC). Informe Técnico Definitivo” - Santiago de Chile, abril 1997.

24 En Argentina las transportadoras utilizan un sistema de facturación del transporte en firme que se expresa en un cargo mensual por cada m3 de capacidad diaria de transporte reservada. TGN, por ejemplo, cobra desde Neuquén al Gran Buenos Aires us$ 0,599 por mes por m3/día, o sea us$ 7,20 por año. La tarifa por TGS desde yacimientos en Santa Cruz al GBA es de us$ 0,920 por mes por m3/día, o us$ 11,04 por año/m3/día. A ello debe agregarse el porcentaje de gas retenido, o sea el gas utilizado como combustible por los compresores y pérdidas en la línea sobre el total de gas transportado.

37

precio de net-back máximo, en punto de entrada al gasoducto de Gas Andes en la provincia

de Mendoza para el gas de la cuenca neuquina, sería equivalente a us$ 1,30 MMBTU25.

Un indicador mucho más preciso del precio de venta del gas neuquino proviene del

contrato firmado entre YPF SA y la Cía Eléctrica San Isidro SA (filial de ENDESA SA de

Chile) para abastecer la central térmica a gas de ciclo combinado de San Isidro de 370 MW

neto de potencia, que entrará en operación en octubre de 1998. Se habría pactado un precio

que, según Ernesto Silva (Gerente de la División de Energía de ENDESA), es variable en el

rango comprendido entre us$ 1,10 y us$ 1,20 MMBTU en punto de entrada a gasoducto por

el lado argentino. El contrato tiene una duración de veinte años, con un suministro medio

de un millón ochocientos mil metros cúbicos diarios. El transporte del gas hasta Santiago se

hará por Gas Andes y desde Santiago a Quillota por el gasoducto de Electrogas26. Aunque

no se conocen las cláusulas de ajuste futuro de precios convenidas, los valores citados por

Silva correspondientes a la temporada estival 1996/97 son sensiblemente inferiores a los

que debían pagar las Distribuidoras de Argentina por igual origen del producto.

El tercer caso de exportación del gas natural -principalmente metano- desde

Argentina, comprende los destinados a Brasil.

Si bien la primera operación de venta se concretó entre YPF SA y Petrobras SA

para el suministro de unos 2,5 millones de m3 diarios -provenientes de la cuenca neuquina-

y destinados al abastecimiento de una central térmica de ciclo combinado de 450 MW de

potencia, que la Empresa de Electricidad Estatal de Río Grande do Sul, licitó para construir

en las inmediaciones de Uruguayana, las condiciones de precios y términos del contrato no

son públicas. Tampoco fue posible obtener mayores precisiones sobre las tarifas de

transporte TGN, que deberá construir un nuevo tramo de gasoducto de unos 400 kms entre

25 Para determinar el porcentaje de gas retenido se observaron los valores autorizados por el ENARGAS a TGN y TGS para distancias similares. El 87,5% de us$ 1,49 es us$ 1,3037.

26 En diciembre de 1996 ENDESA SA de Chile adquirió los derechos y concesiones de un ramal programado por TRANSGAS, mediante un acuerdo de asociación con Colbum y ENAP, para construir el gasoducto desde Santiago a Quillota, que abastecerá a las centrales de San Isidro y Nehuenco (351 MW). La sociedad operadora del gasoducto es Electrogas SA. El ramal tendrá 115 km de extensión y una capacidad máxima de transporte de 11 millones de m3. La entrevista con E. Silva fue reproducida en El Informador Energético, en enero de 1997.

38

Aldea Brasilera (Entre Ríos) y la frontera por Paso de los Libres, excepto que sería la más

baja a que el demandante podría acceder27.

El contrato de transporte es por veinte años, suponiendo que el de

aprovisionamiento del gas sea por el mismo lapso. El hecho de que Petrobras sea el

importador obligado y derive el gas a quien resulte adjudicatario y operador de la nueva

central, si bien era necesario para que el negocio fuese viable, significa introducir un

margen de distribución que, en otras circunstancia o con otro marco regulatorio podría

reducirse u obviarse. Además, como YPF SA y Petrobras SA tienen otros intereses en

común, pueden participar sin trabas en una o más etapas de la actividad, dificultando la

estimación de los precios reales y efectivos que se recibirían por el fluido en punto de

entrada a gasoducto.

Las ventajas de la gran libertad de asociación que existe actualmente entre las

empresas interesadas en desarrollar proyectos binacionales (especialmente los de

exportación a Chile y Brasil), implican importantes diferencias con la situación interna

argentina. Esto presagia problemas a mediano y largo plazo, por la existencia de asimetrías

de organización y regulación que indefectiblemente se harán sentir de distinta manera en la

evolución de los precios del gas natural.

La exportación de gas argentino de la cuenca Noroeste (yacimientos salteños) aún

no se concreta, ya que el gran gasoducto desde Campo Grande, en Bolivia, a San Pablo-

Guararema, en Brasil, inició su construcción en agosto de este año. Sin embargo, la enorme

importancia económica y comercial de este emprendimiento y la certeza de que Bolivia no

está en condiciones de satisfacer más del 50% de la capacidad máxima de transporte diario

de diseño del tramo principal del gasoducto hasta San Pablo, significará una segura

participación de los productores de la CNO en ese proyecto. Dado que eso no ocurriría

27 Declaraciones de ejecutivos de TGN indicaban que la empresa podría transportar el gas desde Loma de la Lata hasta Uruguayana a una tarifa más baja que cualquier otra alternativa, aprovechando su capacidad excedente de transporte -especialmente en primavera-verano- coordinada con la reventa de capacidad contratada para grandes clientes y distribuidores que tienen el gas disponible en San Jerónimo (Santa Fe) la mayor parte del año. Pero esa misma opción no parece estar disponible para los usuarios nacionales de la IXa Distribuidora. Ver más adelante punto 14, p. 54.

39

antes del 2001/02, la discusión está planteada en términos de precios probables a ofrecer

por los demandantes de Brasil.

Los precios de compra acordados entre las empresas bolivianas y las brasileñas

(Petrobras) son conocidos, con algún grado de detalle mayor que el de otras operaciones

aún en estado de negociación. Por lo tanto, se va a utilizar esa información para analizar las

perspectivas de precios (esperados) para el gas natural del norte argentino con destino a San

Pablo, el mayor centro urbano-industrial del Brasil. Complementariamente se indicarán los

precios efectivos de importación que YPF SA ha venido reconociendo por el gas boliviano

que llega hasta Campo Durán, especialmente los del último año.

El acuerdo final entre YPFB y Petrobras para la construcción del gasoducto fue

firmado el 16 de agosto de 1996. El gasoducto Bolivia-Brasil (GBB), de 3061 Kms de

extensión y un costo programado de us$ 2.055 millones, tiene un diámetro de 32 pulgadas

hasta San Pablo y de 16 pulgadas entre Guararema y Porto Alegre en sus últimos 700 kms,

siendo la capacidad máxima del ducto de 30 millones de m3 diarios. El convenio original de

compra de gas (febrero 1993) contemplaba un precio de us$ 0,90 MMBTU, pero Bolivia -

que aún necesita desarrollar reservas para cumplir con los compromisos adquiridos-, logró

una mejora en el precio básico inicial llevándolo a us$ 0,95 MMBTU. Este precio se va

incrementando gradualmente con el paso del tiempo y los aumentos del volumen

despachado, hasta alcanzar us$ 1,06 MMBTU en el año veinte del contrato (2019)28. Los

volúmenes a entregar irán en aumento, acompañando a la demanda, con un máximo de 8

millones de m3 diarios del año dos al séptimo. Desde el octavo año el máximo

comprometido puede llegar hasta los 16 millones de m3 diarios. Adicionalmente, 6 millones

de m3/diarios de capacidad opcional de transporte adquiridas por Petrofértil (Filial de

Petrobras), cubrirían los requerimientos de las centrales térmicas a c.c. a instalarse en

territorio brasileño. Como puede observarse hay una amplia capacidad sobrante, aún

cuando Bolivia satisfaga a pleno todos sus compromisos. Allí entraría el gas argentino.

28 Jason L Feer; Latin America Energy Alert. Corresponsal de El Informador Energético: “Acuerdo Bolivia-Brasil prevé mayores exportaciones”.

40

YPFB no tenía la capacidad de financiamiento suficiente para afrontar los 557 kms

de construcción del tramo de gasoducto en su territorio, cuyo costo estimado es de us$ 380

millones. Por lo que Petrobras SA se hizo cargo del mismo, recuperándolo a través de la

tarifa de transporte que corresponderá al tramo boliviano. O sea que la firma brasileña se

apropia del costo de transporte del volumen de gas entregado y paga solamente los costos

operativos del gasoducto. Pero para los 6 millones de m3/d “opcionales”, rige -a efectos de

ese cálculo- la cláusula de “reciba o pague” (take or pay). Por su parte Bolivia aceptó, en

compensación, eliminar los cargos por el gas utilizado para alimentar las baterías de

compresores a lo largo del ducto y las pérdidas en la línea, es decir que no recibe ingresos

por el llamado gas retenido. Por la distancia, capacidad del gasoducto, número de baterías y

potencia de compresión, el coeficiente de gas retenido no debería ser inferior al 15%. Lo

que significa una importante quita o descuento en el precio por metro cúbico ingresado en

origen.

Si se dejan de lado estos arreglos compensatorios y se centra la atención en los

términos de venta de los volúmenes obligatorios a despachar (según demanda), al precio

básico estipulado para el gas metano, que va de us$ 0,95 en el año uno a us$ 1,06

MMBTU en el año veinte, se lo debe ajustar por un índice de las cotizaciones de una

canasta “testigo” de combustibles, a fin de obtener el precio correspondiente a cada

período del contrato. Según declaraciones del Dr. Arturo Castaños Icazo, Presidente de

Yacimientos Petrolíferos Bolivianos, la corrección del precio inicial lo hubiera llevado a

inicios de 1997 a us$ 1,23 a us$ 1,24 MMBTU29. Sin embargo esos niveles se correlacionan

con un período de pocos meses, cuando el precio internacional del petróleo y de los

sustitutos más cercanos del gas natural habían alcanzado la más altas cotizaciones del año.

En cambio, para precios del petróleo por debajo de los us$ 20 b/el precio básico no tendría

mayores variantes, y sólo aumentaría por escalamiento en el tiempo, asociado con la

entrega de mayores volúmenes. Este ajuste equivale a poco más de medio centavo de dólar

por año. Castaños Icazo estimó que el precio promedio (básico) para los veinte años será de

us$ 1,00 MMBTU.

29 Gas & Gas, Año 3, Nº 17, Abril de 1997, páginas 18/20.

41

La insuficiente explicación del mecanismos de ajuste, de la constitución del índice y

del período base (que se hace igual 100) de la canasta comparativa, abre serias dudas acerca

del nivel de precios reales a percibir por los productores de Bolivia y de la evolución de su

sendero temporal. Este diagnóstico se complica si se advierte que Brasil no ha definido aún

una política de precios para sus recursos energéticos alineada con los valores

internacionales. Actualmente, el precio del gas natural está fijado por una Resolución de la

DNC de 1994 que lo correlaciona con el equivalente al 75% del precio del combustible 1 A

(fuel oil con alto contenido de azufre), considerando su paridad energética30. Si esta norma

no cambia, los exportadores corren el riesgo de que el precio del gas natural de origen local

sea fijado a un nivel menor que el determinado por la fórmula de ajuste de paridad con la

canasta de combustibles para el gas importado.

En consecuencia, los factores externos (variación de los precios del petróleo)

indican que los precios efectivos de exportación de Bolivia pueden sufrir muchos altibajos,

lo que aumenta su variabilidad y volatilidad y en consecuencia el riesgo del negocio. La

falta de definición de la política de precios internos que seguirá Brasil a partir de la

desestatización parcial de la industria de los hidrocarburos y el gas natural, significa riesgos

adicionales por la continuidad de precios internos administrados, especialmente de los

sustitutos del gas natural31. No menos preocupante para un exportador débil es el poder

oligopólico de Petrobras y su participación virtual en todas las etapas del negocio gasífero,

desde los yacimientos, el transporte y la venta a las Distribuidoras o a las grandes usuarios

(generadores e industrias).

Todas estas circunstancias hacen que, para un lector realista, la expectativa de

obtener un precio mejor que el acordado con Bolivia para el gas argentino tenga hoy baja

probabilidad, al menos hasta que el mercado brasileño se desarrolle y se establezca un claro

30 Gas & Gas: Artículo de Iêda Correia Gómez. Presidente de Comgas, Cía. de Gas, San Pablo; Gas & Gas, Año 2, Nº 15, Diciembre 1996. Contrariamente a lo que se cree la relación de precios entre gas natural y fuel oil no es proporcional a sus equivalencias térmicas, ya que el costo del transporte del gas natural es mucho más alto que el de un combustible sustituto (ver W. C. Watkins: The Hotelling Principle. The Energy Journal, vol. 13 Nº 1, 1992, pp. 8 a 10).

42

marco regulatorio y permita mayor competencia con Petrobras. Con los precios

internacionales actuales del petróleo y los previsibles en los próximos años, los precios

que Brasil ofrecería por el gas argentino serán más bajos que los que actualmente

reciben los productores de la CNO en el mercado interno. Esta conclusión está

reforzada por las ofertas que Petrobras hizo por el gas de Camisea, que pretendió obtener

pagando u$s 1,00 MMBTU. Obviamente la oferta fue rechazada.

Tal como se anticipó, es imprescindible hacer una referencia al precio que

actualmente YPF SA les reconoce a los productores bolivianos por el gas natural que

importa para suplementar la oferta de la CNO, y los envíos para el Gasoducto del Norte

hacia el anillo del Gran Buenos Aires.

En 1996 Argentina importó 2121,2 millones de m3 a un promedio de unos 5,8

millones de m3 diarios, con un máximo de 7,1 millones para el mes de julio, por un valor

total anual de 94,2 millones de dólares. El precio promedio anual fue de us$ 1,203

MMBTU, con cotizaciones más bajas en el período estival (especialmente en los últimos

meses del año) y superando los us$ 1,25 MMBTU en el trimestre invernal de mayo a julio.

En 1997, los volúmenes importados sufrieron una brusca caída en febrero, a raíz del corte

del gasoducto provocado por la gran riada, normalizándose los envíos en marzo. En esos

tres meses se habrían importado 370,3 millones de m3 a un precio promedio de us$ 1,246

MMBTU, un 2,6% superior al igual período del año anterior (ver Cuadro 4.a y 4.b del

Anexo).

Si bien es imposible comparar directamente los precios de exportación de Bolivia

hacia Argentina con los mencionados con Brasil, pues hacia el sur se estaba enviando gas

natural rico (o húmedo) conteniendo etano, butano y propano, en tanto que por el GBB

fluiría únicamente metano, o porque el contrato entre Argentina y Bolivia fue negociado

hace veinte años bajo condiciones y criterios comerciales muy distintos, y con un volumen

menor, lo cierto es que aparece un diferencial de precios iniciales en favor de Brasil, y

31 El sustituto competidor del gas natural en el mercado industrial, en el caso de Brasil es el petróleo de alto tenor de azufre que utilizan las refinerías brasileñas, siendo de inferior calidad ambiental y en consecuencia más barato.

43

escalamientos interanuales distintos, que no son fáciles de explicar. Al menos con la

información de que se dispone. La duda persiste al observar que, durante todo 1996, YPFB

procedió a tratar el gas natural antes de despacharlo a Salta para extraer condensados y

GLP, disminuyendo así el valor comercial del producto entregado, no obstante lo cual en el

primer trimestre de 1997 se le reconoció un aumento de precios. Por otra parte, el contrato

de provisión con Argentina fue extendido precisamente en 1996, cuando ya las empresas

intervinientes conocían los acuerdos de venta del gas boliviano a Brasil.

Conclusiones preliminares

¿Qué conclusiones iniciales se derivan de los tres casos presentados? Son cinco.

Para empezar, el primer caso (exportaciones a Chile desde la cuenca austral) es el único

donde no se observa, en el corto plazo, un diferencial de precios en contra de los

adquirentes radicados en Argentina. El margen parece claro en el caso de las operaciones

de exportación de gas neuquino el área metropolitana y región central de Chile. Ese

diferencial de precio podría llegar a ser mayor (en % y montos de ingresos) en la futura

exportación a Brasil, si se acepta como válida la extrapolación del resultado de los acuerdos

celebrados entre Petrobras e YPFB.

En segundo lugar y vinculado al tema de los mecanismos de reajustes de precios,

cláusulas de indexación temporal, duración de los contratos (más largos en los negocios de

exportación) y volúmenes totales negociados, los compradores de Argentina (en especial

los de menor tamaño), no se llevarían precisamente la mejor parte.

Tercero y ligado a lo anterior, aparece el problema de las muy desiguales

restricciones a la integración del negocio, derivadas de los marcos regulatorios (o de su

inexistencia en algunos casos) y las particulares trabas a la competencia entre el gas natural

importado y el nacional derivadas de la política energética, especialmente del Brasil.

En cuarto término, la comparación de los contratos de exportación de Bolivia-Brasil

con los arreglos entre Argentina y Bolivia por el mismo producto, así como el hábil juego

que viene siguiendo Chile de hacer competir siempre a más de un proyecto de gasoducto

44

para obtener mejores condiciones de transporte y oferta de gas, coloca en el tapete la

capacidad de negociación de las empresas o grupos de cada país, que no son independientes

de la organización institucional del sector ni de la estructura y comportamiento de la

industria.

Finalmente, una gran inquietud es la siguiente: ¿Por qué los países donde el gas

natural es más escaso, donde la diversificación de la matriz energética por un aumento de la

participación relativa del gas natural brindará tangibles beneficios económicos y, en

especial, cuando el gas natural debe comandar un premio en su precio por ser menos

contaminante (una importante consideración en urbes con tan elevada contaminación del

aire como Santiago de Chile y San Pablo), se las ingenian para terminar pagando -en

punto de entrada en gasoducto- un precio menor que el que deberá soportar el

usuario radicado en Argentina?

A fin de responder a esta cuestión, conviene analizar qué otros factores técnicos y

económicos pueden ayudar a explicar esta aparente contradicción entre el nivel y evolución

probable de los precios internos (al productor) del gas natural y lo que (del mismo) se

obtendría por exportarlo a los países vecinos.

7. Factores que podrían explicar un diferencial de precios

En un gasoducto, en general, el costo de transporte varía en forma directa con la

distancia y menos que proporcionalmente con el volumen máximo de despacho, o sea con

la capacidad del transporte. En términos económicos se debería hallar economías de escala

sustanciales, en la función de costos, derivada principalmente de la estructura de los costos

de construcción típicos de un gasoducto.

En efecto, el costo de construcción -dada la distancia- es proporcional a la cantidad

de acero utilizado en las cañerías, esto es a la circunferencia del caño y por lo tanto a su

diámetro, en tanto que el volumen que podría conducir (el flujo) en el gasoducto es

proporcional al área de intersección, o sea al cuadrado del diámetro. En consecuencia,

cuando el diámetro se dobla (por ejemplo de 300 mm a 600 mm) el costo se incrementará

proporcionalmente, pero el volumen máximo podría cuadriplicarse. Claro está que

45

intervienen otros parámetros del diseño, como la presión de trabajo. Para un mismo

diámetro, un aumento de la potencia de los compresores (o su número) permitiría acelerar

el flujo, pero a costa de una mayor inversión y gastos operativos. Con la distancia hay una

pérdida de presión, que debe ser restituida por otra estación de bombeo.

Una idea más concreta de la relación física que existe entre el flujo (F), el diámetro

(D) y la reducción de presión (P) por kilómetro recorrido en un gasoducto mediano, puede

expresarse por la siguiente relación:

F 1,875 = δ P2.D5

donde δ es un parámetro. Estudios de costos llevados a cabo en Suecia en 1987 para una

extensión del gasoducto principal hacia el oeste del país, permitieron estimar la función de

costos (de inversión), por metro lineal de tendido de gasoducto, que fue aproximada por:

C = 2445 X0,19

donde C se midió en moneda sueca (SEK) y X es el volumen o flujo de gas a transportar en

mil millones de m3 por año (m3 x 109/año). El valor del exponente de X (≈1/5) refleja la

presencia de una alta economía de escala en los costos de construcción de ese gasoducto

sueco32.

A fin de contar con datos más recientes y relacionados con algunos de los grandes

proyectos de exportación, es instructivo revisar la información de los costos de

construcción y montaje del gasoducto Bolivia-Brasil. Para un total estimado de us$ 2.055

millones, los contratos con las empresas constructoras y de montaje, más las de

proveedores (de caños, válvulas y estaciones de compresión) alcanzan a us$ 1.053,8

millones de los que la provisión de tuberías asciende a us$ 628,5 millones. En tanto, las

estaciones de compresión suman us$ 71,5 millones. La participación de las cañerías en el

costo total de inversión del gasoducto es algo mayor al 30%, siendo casi del 60% del monto

total de los contratos (ver Cuadro 5 en Anexo).

46

Con una alta economía de escala en transporte, es obvio que existirán fuertes

incentivos para que la transportadora trate de construir un gasoducto de la mayor capacidad

posible, compatible con las estimaciones de crecimiento de la demanda a mediano y largo

plazo. En el caso del GBB el diámetro es de 32 pulgadas. Pero una vez decidido el ∅ y la

presión (fijada por las regulaciones de seguridad), el volumen máximo queda prácticamente

definido. Para tratar de bajar la tarifa por m3 transportado, hay que operar el gasoducto a la

más alta capacidad media de utilización posible; o sea llenar el caño durante el mayor

tiempo y, en lo posible, con usuarios que registren altos consumos con poca variación

estacional.

La condición anterior se logra con generadores de electricidad y, en menor grado,

con grandes usuarios industriales como las cementeras, la siderurgia, fábricas de materiales

cerámicos y refractarios, fundiciones y toda actividad con procesos que requieran grandes

cantidades de calor y/o vapor. Pero en términos de precios (ya sean tarifas de transporte de

las que esos usuarios están dispuestos a pagar por el gas), son los más exigentes, ya que

pagarán un precio menor que los restantes consumidores (industrias medianas, comercios y

usuarios residenciales) dado el gran volumen, la menor variabilidad de su demanda y la

larga duración de sus contratos de compra.

Es muy conocido y notorio que, en el caso de los proyectos de exportación de gas al

área central de Chile, se trató de impulsar la construcción de tres a cuatro plantas

generadoras de electricidad por cada proyecto alternativo de gasoducto, a fin de asegurar un

volumen suficiente de transporte que justificara la tarifa ofrecida por el grupo inversor. No

es un secreto que si se concretaban varias de esas inversiones se produciría un exceso de

oferta de electricidad, y los precios spot caerían significativamente, sustituyendo a otras

térmicas y haciendo muy riesgoso el compromiso de las entrantes. Ese mismo patrón de

forzar una alta demanda inicial por los generadores, se está produciendo con los proyectos

alternativos para abastecer al Norte Grande. La gran competencia abierta entre fuertes

grupos de inversión para quedarse con el negocio fuerza la tarifa de transporte hacia abajo y

32 Göran Bergendahl: “Efficient Strategies for Natural Gas Expansion under uncertainty: The case of Sweden” Energy Economics, april 1988, pág. 100-106.

47

al mismo tiempo los precios del gas en punto de entrada a gasoducto, a fin de no sobrepasar

el límite del precio proyectado en city gate33.

Como ejemplo de las diferencias en la composición de la demanda -por tipo de

usuarios- entre la observada en Argentina y las esperadas en Chile y Brasil, cabe señalar

que en nuestro país el consumo industrial (36%) y el de los generadores de electricidad

(33%) en 1996, explicaban el 69% del consumo anual total. Los usuarios residenciales y

otros representaban un 27% y el 4% restante el gas natural comprimido (GNC). En el área

metropolitana de Santiago de Chile y la Va Región la demanda de los generadores y de

unos sesenta grandes usuarios industriales insumiría más del 90% de los volúmenes a

importar. La demanda por generación (ciclo combinado) podría superar el 70% en los

primeros años. Los usuarios residenciales chilenos y los establecimientos de servicios

(hoteles, restaurants, hospitales, etc.) que tienen una demanda más inelástica al precio, no

alcanzarían a cubrir el 10% del consumo total de gas durante el primer quinquenio de estar

conectados a las redes.

En Brasil, específicamente en San Pablo, serían los grandes usuarios industriales los

mayores demandantes, seguidos por los generadores termoeléctricos. Entre ambos

superarían holgadamente las participaciones de esos dos grupos del caso argentino. El

consumo residencial podría tener una participación inicial algo mayor que en Chile, pero de

ninguna manera comparable con el caso argentino. El uso del gas para calefacción sería

muy reducido34 y a nivel domiciliario su mayor demanda es para agua caliente y cocinar.

Por ser el gas natural (metano) un combustible alternativo muy ventajoso para los

usuarios de Santiago y San Pablo, debería esperarse que la elasticidad precio de la

demanda de ambas áreas resulte bastante menor que en áreas comparables de Argentina,

por ejemplo, en las principales ciudades, y para todo tipo categoría de usuario. Sin

33 Si la determinación de ambos precios fuese independiente, una reducción del costo de transporte permitiría pagar más por el gas (de origen), tal como ocurriría con un mecanismo automático de traslado (pass through).

34 El reemplazo de miles de calefones eléctricos significará un gran ahorro de electricidad y potencia demandada, al mismo tiempo que mayor seguridad en el uso.

48

embargo, la composición de esa demanda con gran predominio de empresas que requieren

los más bajos precios del espectro de usuarios, pareciera neutralizar el primer efecto. Es

claro que esta apreciación requiere ser confirmada por los resultados de una investigación

específica del problema, que excede, por ahora, los alcances de este trabajo.

En cuanto a la existencia de un precio referencial (tope) en city gate, por arriba del

cual los compromisos de transporte por el gasoducto GBB no serían confirmados por los

grandes demandantes (Distribuidoras y Generadores), parecen indicarlo las opiniones de

ejecutivos y funcionarios de alto nivel de Brasil. Así, a fines de 1995 declaraciones de Iêda

Correia Gómez (Presidenta de Comgas), quien participó activamente en las negociaciones

para sellar el acuerdo entre Brasil y Bolivia para construir el gasoducto, señalaban que si el

gas boliviano llegaba a San Pablo a un precio equivalente a us$ 2,77 MMBTU incluyendo

el fluido, ese valor resultaría inviable y no competitivo para las industrias que utilizan fuel-

oil35.

Para la exponente de la mayor compañía distribuidora de gas de Brasil, un precio

medio que consideraba “razonable”, desde el punto de vista de los usuarios brasileños, era

de us$ 2,45 MMBTU.

Un año después se llevaron a cabo negociaciones entre Petrobras, Electrobrás y el

Banco Nacional de Desenvolvimiento Económico y Social (BNDES) donde se discutió la

conveniencia de establecer precios diferenciales para la generación eléctrica (con gas

natural), cuya tarifa, en punto de entrega en planta, no debería superar los us$ 2,20

MMBTU. Para uso industrial el precio de entrega que deseaban rondaría en los us$ 2,60

MMBTU36. El promedio ponderado, para ambos grupos, coincidía con el precio razonable

35 La Presidenta del Comgas es Ingeniera Química, con un post-grado en Ingeniería Ambiental en Lausanna, Suiza, y estudios posteriores en el Instituto de Electrotecnia y Energía de San Pablo (IEE), donde en 1995 presentó su tesis de maestría titulada: “Precios competitivos y mercado para el gas natural en San Pablo”. Ver Gazeta Mercantil: 18-XI-95.

36 Gazeta Mercantil 5 de Diciembre de 1996.

49

indicado más arriba. La tarifa para las generadoras debía ser competitiva con los costos de

generación hidráulica de Brasil37.

La posición de las Cias Distribuidaras Estatales brasileñas no era muy favorable a

establecer tarifas diferenciales tan bajas, especialmente en generación, pues temían terminar

reduciendo sus márgenes de distribución. Demandaban que se respetaran los contratos

firmados con Petrobras para distribuir el gas natural local, o se renegociaran en un paquete

con el de importación.

No menos intransigentes se mostraron los grandes usuarios industriales, como la

Cia. De Vale de Río Doce (un cliente de 3 millones de m3/diarios), con el precio del gas

natural de origen nacional. Para las siete usinas de sinterización de hierro en Victoria, que

constituía un emprendimiento conjunto con Petrobras, esta última pretendía recibir un

precio de us$ 2,44 MMBTU. Lo mismo que el precio promedio de entrega del gas

boliviano. Pero Vale quería pagar bastante menos, en base al costo del combustible

sustituto (fuel-oil) que Petrobras le entregaba a un precio subsidiado. Para la nueva planta

de hierro esponja (Hot Bricket Iron) HBI de Minas Gerais y una nueva usina termoeléctrica

en Victoria, se consumirían más de 1,5 millones de m3/diarios. Pero de no obtener un

precio competitivo, VRD amenazaba con localizar la planta de HBI en la isla de Trinidad y

Tobago, que como vimos tiene un precio para el gas natural en punto de entrada al ducto

apenas superior a us$ 1,00 MMBTU38.

Estos últimos aspectos relacionados con la existencia de contratos anteriores,

precios subsidiados de combustibles sustitutos o competencia internacional, gas por gas,

forman parte de lo que más adelante consideramos como elementos que influyen en una

mayor o menor capacidad de negociación de las empresas y del país importador del gas

natural, frente a una relación de fuerzas que no es comparable en el país exportador.

37 Electrobras es el holding del sistema eléctrico federal. Según Firminio Sampaio, su Presidente, la tarifa de us$ 2,20 MMBTU llevaría el costo de generación a us$ 38 MWh, que resulta similar al costo marginal de expansión del sistema eléctrico previsto en los próximos 10 años.

38 Ver La Gazeta Mercantil, 13 de abril de 1997.

50

8. Ventajas y Beneficios de la incorporación del gas natural

Un país o una región que no cuenta con gas natural, o donde es insuficiente y

limitado para abastecer la demanda potencial, puede derivar una importante serie de

beneficios económicos directamente medibles y otros que, aún más difíciles de estimar y en

especial de apropiar, como las externalidades ambientales, son muy claros y

significativos.

Tanto en el caso de Santiago de Chile como en el de San Pablo en Brasil (dos áreas

metropolitanas con alta contaminación del aire), la importación de gas natural (metano)

desde Argentina y Bolivia significará una serie de ventajas traducidas en beneficios

económicos y disminución de costos de generación por mayor eficiencia de combustión,

seguridad y comodidad en el uso, y reducción de los índices de contaminación del aire.

Entre esas ventajas, beneficios y externalidades económicas positivas, se cuentan:

(a) Permite incorporar a la matriz energética del país un nuevo combustible o

aumentar su participación relativa, que en ambos países es actualmente muy

baja,39 liberando recursos energéticos sustituidos, en una mayor proporción, por

la más elevada eficiencia energética del gas natural respecto de cualquier otro

derivado del petróleo, especialmente en la generación eléctrica y en los procesos

industriales donde se puede cogenerar vapor.

(b) La incorporación del gas natural a la generación eléctrica en sistemas

interconectados centrales con alta hidraulicidad, aumenta la confiabilidad del

despacho, disminuye los costos medios de generación y la variabilidad de los

costos marginales. Esto se traduce en precios monómicos de la energía más bajos

y estables, con una disminución apreciable de los costos de fallas. Tanto en el

39 La participación del gas natural en la matriz energética de Brasil es del 2,5% en 1996, siendo la meta llevarla al 10% para los primeros años del 2000 con la llegada adicional del gas argentino y al 12% en el año 2010. En el caso de Chile la participación actual es del 5% básicamente por la provisión de ENAP en Magallanes, y se espera que aumente rápidamente hasta alcanzar el 10% en pocos años. Proyecciones a más largo plazo (25 años) señalan hasta un 20%.

51

caso de Chile como en Brasil, los costos de generación y los precios en nodo

tenderán a reducirse en porcentajes significativos40.

(c) Para los grandes establecimientos industriales (cementeras, acerías, fundiciones,

etc.) significa claras ventajas de costo (sobre otros combustibles) para su

facilidad de transporte, eliminación de tanques de depósitos, multiplicidad de uso

dentro de la misma planta y ahorro de inversiones en control de las emisiones

contaminantes.

(d) A nivel de usuarios industriales medianos y pequeños, comercios, servicios y

usuarios residenciales, permite una rápida modernización de las instalaciones de

calefacción, producción de vapor y agua caliente, junto con el reemplazo de

combustibles poco eficientes energéticamente, más caros y altamente

contaminantes. Aumenta el nivel de seguridad de uso de los artefactos con un

menor costo de mantenimiento41.

(e) La mayor ventaja en áreas metropolitanas con atmósfera muy contaminada,

como lo son las cuencas aéreas de Santiago y San Pablo, uno de los principales

beneficios económicos es la externalidad ambiental. La reducción de la tasa de

explotación de los bosques, la sustitución del carbón y una menor extracción o

importación de petróleo, constituyen otros elementos a considerar para la

cuantificación de los beneficios privados y sociales de una mayor disponibilidad

de gas natural en esos países importadores.

Según estimaciones preliminares de algunos ambientalistas chilenos, el uso del gas

natural podría reducir en más de un 60% el smog originado por las emisiones industriales,

en un 40 o 50% el óxido de nitrógeno, en un 90% el óxido de azufre y en un 80% las

40 Para Marcos Zylberger de Chilectra SA, “la caída del precio de la electricidad en el SIC, debido a la incorporación de las centrales a gas de c.c puede estimarse en el rango del 15 al 20% del precio de nudo”. En las previsiones de Chilgener (Juan Guzmán) llega a un 30% de reducción de la tarifa para los grandes usuarios industriales y entre 8 y 10% para los usuarios residenciales.

41 En Chile la empresa Distribuidora Metrogas SA se ha comprometido en hacerse cargo y/o financiar los gastos de adaptación o reconversión de los aparatos que utilizaban GLP, en Brasil las empresas eléctricas

52

partículas contaminantes de los automotores de la flota de taxis y vehículos de transporte

público de pasajeros que se conviertan a gas natural comprimido (GNC). El estudio de

impacto ambiental de Gas Andes sostendría que si entre los años 2002 y 2017 la mayoría de

las industrias y usinas reemplaza por gas al fuel oil y el carbón, la emisión de PST, SO2, NO

y NO2 podría reducirse en un 85% en el área de Santiago de Chile42.

9. Las ventajas no se reflejan en los precios de importación

Los ingentes beneficios económicos por daño evitado, especialmente a la salud

humana, al estar ampliamente distribuidos entre las empresas y la población, no son fáciles

de capturar ni se reflejan en una mayor disposición a pagar por el gas natural proveniente

de Argentina en punto de ingreso a gasoducto. El hecho de que ni en Brasil ni en Chile, al

precio de los combustibles alternativos que el gas natural sustituiría no se les imponga

ningún cargo o impuesto igual a la externalidad negativa que causan, impide (parcialmente)

que se refleje en mayores precios por el combustible más limpio o menos contaminante.

En el caso de Chile, la diferencia de beneficios por motivos de la externalidad

ambiental debería ser por lo menos igual al 15% del precio del producto computado por

equivalencia en BTU. Esa externalidad ambiental es creciente en el tiempo. En 1997

(otoño-invierno), los episodios de alta contaminación de la atmósfera han sido numerosos,

con fuertes pérdidas para las actividades económicas. Las ventajas derivadas de las

reducciones de costos energéticos son suficientes para explicar otro 5 a 10% de

diferenciación de los precios, con el exigido, por un mismo proveedor, para los usuarios

argentinos.

Sin embargo, la observancia de precios internos y de exportación con un

diferencial de signo contrario al esperado, sólo tendría una explicación coherente en una

pronunciada diferencia de las capacidades de negociación de las empresas involucradas, o

en diferencias muy apreciables de los mecanismos de ajuste futuro de los precios. Pero ello

tampoco parece plausible, pues la tendencia de los precios del gas natural, en Argentina, es

contribuirían al subsidio (de inversión) que se ofrecerá a los usuarios residenciales y comerciales para sustituir los calefones y estufas eléctricas.

42 Tiempo del Mundo (13//97) y Cronista (7/8/97) reproducidos en El Informador Energético.

53

a una apreciación. No se puede verificar (con la información disponible) si se produciría en

el caso de Chile (lo de Brasil es aún hipotético, pero probable), donde la duración de los

contratos es más larga que en el caso argentino. Tres a cinco años en Argentina, versus 15 a

20 en el caso chileno. Lo que aumenta la probabilidad de que en caso de producirse una

escasez del fluido y/o un desbalance físico entre oferta y demanda por cuencas, los

mayores ajustes al alza consecuente de precios serán soportados por los clientes

radicados en Argentina43.

Esta es una conclusión económica y socialmente muy preocupante, pero

enteramente posible bajo las circunstancias en que se han conducido las negociaciones, con

marcos regulatorios, organización del mercado y composición de la demanda muy poco

parecidas. Y conduce a investigar los problemas de oligopolización y falta de competencia

más abierta entre los productores de gas argentino, cuando venden al mercado interno.

10. Estructura de la industria y conducta de mercado Indices de concentración en la oferta de Gas Natural y su interpretación

Aún cuando lo que realmente importa -en el problema en discusión- es el

comportamiento competitivo o no de la industria del gas natural en el país, es sabido tanto a

nivel teórico como empírico que la estructura de la oferta ejerce una notable influencia y

condiciona el comportamiento de las diversas firmas, grupos o asociaciones de empresas

que la integran.

Si bien el grado de concentración de la oferta medido por las participaciones en la

producción o ventas, es insuficiente para predecir el comportamiento probable de la

industria en el mercado y su tendencia a la consolidación de formas imperfectas, es un buen

primer indicador de la posibilidad de existencia de condiciones que no podrían asegurar

43 Es conocido que en contratos a largo plazo las penalidades impuestas al proveedor por no cumplir con el régimen de entregas suelen ser considerables. En contraposición, el comprador debe recibir o pagar (take or pay) los volúmenes pactados como obligatorios para cada período y etapa temporal del contrato. Los contratos a largo plazo son menos flexibles que los cortos y es más engorrosa su negociación.

54

una competencia efectiva44. Para esta última caracterización hay que tener en cuenta la

influencia de otros factores, como la competencia externa potencial (vía importaciones), la

dificultad de entrada al negocio o las barreras al ingreso de nuevos productores, la

presencia o no de una empresa dominante, el carácter de las regulaciones sobre precios y/o

cantidades, y las elasticidades de los diferentes componentes de la demanda de gas natural.

El tema es bastante complejo, y desarrollarlo en profundidad está fuera del alcance

de este trabajo. Para orientar al lector y ordenar la presentación de los hechos, en primer

término se efectuará una breve descripción de la composición de la oferta, describiendo las

participaciones en la producción de los numerosos operadores de pozos y yacimientos. En

segundo lugar, se observa la concentración de las ventas medidas por ciertos índices

usuales, a nivel de las tres principales cuencas y para todo el país. En tercer término, se

efectúa una evaluación sumaria de los demás factores que inciden en el comportamiento de

la industria, caracterizando la forma de organización del mercado que se exterioriza y las

tendencias previsibles. Finalmente, se discutirá si esta puede explicar las discrepancias de

precios observadas, y si estos representan una diferenciación o una discriminación hacia el

mercado interno. Por cierto que no podrá omitirse una opinión (que se deja para las

conclusiones finales), acerca de las medidas que resultarían aconsejables para corregir estos

resultados y colocar en un mismo pie de igualdad, en el sentido de reglas de juego de

mercado, a todos los compradores sean internos o internacionales.

A fines de 1996 y comienzos de 1997 en la industria de extracción del gas natural

había treinta y cinco operadores activos, aparentemente un número suficiente de unidades

productivas para diversificar la oferta. Sin embargo, más de un tercio (13) de las mismas

tenía participaciones muy bajas, y varias de ellas eran insignificantes. Tanto es así que el

grupo V (ver Cuadro) aportaba solamente alrededor de un tercio del uno por ciento del total

producido. Otros nueve (9) operadores tenían participaciones muy pequeñas variables entre

0,60 y 0,20% cada uno, agregando un 3,6% del total (Grupo IV). En esta categoría la mitad

de los operadores fue absorbida por empresas de mayor tamaño o tiene planes de vender

44 Para una definición de competencia efectiva, ver W. G. Shepherd (1995): “Regulation Under Conditions of Partial Competition”. Paper presentado en la 27th Annual Conference, Institute of Public Utilities, Michigan, EE.UU.

55

sus partes. En la siguiente categoría (ascendente), el Grupo III, se contaban sólo cuatro (4)

operadores (Petrolera San Jorge, Sipetrol SA, Amoco Arg. Oil Co y Petrolera Pérez

Companc que, con participaciones variando entre 0,90% y 1,30%, sumaban otro 4,4%. En

este grupo algunos venían ganando espacio y otros perdiéndolo, señalando una zona

inestable en la distribución de tamaños entre los pequeños y los medianos que configuran el

Grupo II. Está formado por siete (7) operadores de cierta importancia, con participaciones

individuales que van de un poco menos del 3,0% a un poco más del 8,0%, las que de menor

a mayor incluyen: Capsa-Capex, Petrolera Santa Fe, Quintana Explor. Arg., Tecpetrol SA,

Bridas SAPIC, Pérez Companc y Pluspetrol SA que en conjunto representaban un 38,7%.

Finalmente, los dos operadores más grandes e importantes, que son YPF SA con un 35%

holgado y Total Austral SA con un 18% del total. O sea que los dos primeros extraían el

53% o más (especialmente en la temporada invernal), mientras en el otro extremo 26

operadores sólo representaban un 8,3% de la extracción media. El cuadro que sigue resume

la información.

Producción de Gas Natural por operador. Distribución de participaciones por tamaño.

-Diciembre 1996 - Marzo 1997-

Grupo Tamaño Típico Emp. Participación Participación N° Relativa% Acumulada% V Extrem. Pequeños 13 0,30 0,30 IV. Muy Pequeños 9 3,60 3,90 III Pequeños 4 4,40 8,30 II Medianos 7 38,70 47,00 I Grandes 2 53,00 100,00

Fuente: Cuadro 6 Anexo.

Es evidente que los dos primeros grupos, con veintidós operadores, tienen una

participación tan reducida (3,9%) que los coloca en una posición totalmente dependiente de

la política de precios que adopten las empresas mayores. En consecuencia, tendrían muy

poca chance de actuar como productores independientes. Por eso la mayoría entrega su

producción a otras empresas que se las adquieren, particularmente YPF SA. Esto significa

que dejando al Grupo III de lado, el 91,7% de la extracción está actualmente en manos de

sólo nueve operadores.

56

Sin embargo, lo más importante y decisivo para una estimación realista de las

participaciones en la oferta de gas natural, es que cada operador sólo tiene derecho a

disponer de la parte proporcional (de la extracción) que le corresponde por su participación

en la UTE. En la mayoría se trata de dos o tres empresas asociadas, con porcentajes

variables, una de las cuales se designa operador y responsable técnico de la operación.

Como se sabe, un número limitado de empresas aparece como socia en la mayoría de la

UTE’s, en especial YPF SA, que ostenta más de una decena de asociaciones. Por lo tanto el

caudal de gas (oferta diaria) sobre el que cada empresa tiene derecho a disponer, es bastante

diferente a las participaciones que surgen de las estadísticas de extracción por operador,

siendo por cierto mucho más concentradas de lo que aparecen en el cuadro anterior.

Además, hay empresas como Capsa-Capex que han encontrado más redituable y

seguro utilizar la producción de gas en la generación de electricidad (especialmente cuando

se la puede instalar sobre el mismo yacimiento o muy próxima, ahorrando costos de

transporte del gas45).De modo que esos consumos no están disponibles para el mercado y

deberían restarse de los flujos de producción. Hay otras operaciones o arreglos que

implican asignaciones que no formarán parte de la oferta disponible para la venta a

Distribuidoras, grandes usuarios y la exportación.

Lamentablemente, el trabajo de depurar la información para obtener el flujo neto

disponible mensualmente para la venta, asignar la propiedad en función de las diferentes

participaciones de cada empresa en las UTE’s y por área de explotación, corrigiendo según

los compromisos de venta inter-empresas que surgen de los contratos vigentes, sería muy

engorroso y tendría serias dificultades para obtener información de carácter confidencial.

No obstante, este tipo de estadísticas, depuradas de participaciones relativas reales o

efectivas, resultan interés público.

Una aproximación razonable a las participaciones efectivas es utilizar los datos del

ENARGAS sobre los volúmenes de venta contratados -por cada empresa- con los

Distribuidores y los grandes usuarios, distinguiéndolos por cuenca (Neuquina, Austral y

45 El ahorro de costos de transporte de gas se debe comparar con los de signo contrario de costos de transmisión eléctrica, incluyendo las pérdidas en las líneas.

57

Nor-Oeste), además del agregado total para el país. Es conveniente aclarar que el número

de productores-vendedores que se registra en 1995 (último dato obtenido), es de veintiuno,

con una distribución por cuenca bastante desigual, tanto en número como en las

participaciones relativas de cada empresa. Sólo una de ellas (YPF SA), está presente en

todas las cuencas del país. Tres lo hacen en dos, y los diecisiete restantes venden o entregan

gas natural en una sola cuenca. Así, en la neuquina hay trece oferentes, nueve en la cuenca

austral y sólo cuatro en la nor-oeste. YPF SA es la empresa de mayor participación relativa

en las tres cuencas, siendo sólo inferior al 50% en la Austral, en tanto que en la Neuquina

superaba el 65% y en la Nor-Oeste el 75%. Con cuatro vendedores efectivos en la cuenca

Nor-Oeste, la estructura de oferta que surge no puede ser muy diferente a un oligopolio con

una empresa dominante. Lo mismo puede decirse de la cuenca neuquina.

Un elemento clave en la caracterización de la estructura de mercado es el grado de

concentración de la industria. Aunque los economistas han diseñado varios indicadores para

medir la concentración, aquí sólo nos referimos a tres, partiendo del más simple, que es

tener en cuenta el número de firmas productoras46.

Si todas las firmas participantes fueran idénticas (en el sentido de producir o vender

el mismo tipo de producto y poseer la misma función de costos), el número de vendedores

mediría adecuadamente la concentración del mercado; pero cuando las firmas no se

distinguen por el producto pero sí por los costos y tamaños, cabe esperar muy diferentes

participaciones de mercado. En esa circunstancia, contar el número de firmas solamente es

una medida engañosa del grado de concentración. En esos casos se suele recurrir a la suma

de las participaciones porcentuales de mercado de un determinado número de firmas de

mayor tamaño. En EE.UU. era habitual utilizar la razón de concentración de las cuatro,

ocho y veinte primeras firmas de una industria, que se computan rutinariamente por el US

Bureau of Census para ser utilizada por la División de Antitrust del Departamento de

Justicia y la Comisión Federal de Comercio en los casos de litigios y regulaciones sobre

fusiones y adquisiciones.

46 Recordar las acotaciones del autor respecto al supuesto de competencia por un número suficiente de oferentes, en la que se basó la desregulación total del upstream.

58

Sin embargo, el problema fundamental con un índice de concentración de la simple

suma de las participaciones individuales47, es que describe un solo punto de la distribución

completa de los vendedores o productores. Este tipo de índice desperdicia información

relevante, y no logra distinguir entre dos industrias que con un mismo número (valor) de

concentración, tienen muy diferente distribución interna por tamaños48.

Un índice de concentración adecuado debe permitir comparar los de distintas

industrias, aunque tengan un número desigual de firmas, así como de la distribución de

participaciones en el mercado. A fin de que la autoridad regulatoria pueda determinar

cuándo una industria o actividad está concentrada o no, se debe especificar una medida o

criterio general. Esta medida y la gradación de la concentración podrían ser utilizadas por el

sistema jurídico-legal que arbitra conflictos entre las empresas y el regulador,

especialmente en el caso de fusiones y absorciones, o cuando hay una acusación de

violación de las reglas de la competencia.

Por cierto que la industria más concentrada es aquella en la que una sola firma posee

el 100% del mercado, o sea un monopolio. Cuando el número de firmas es mayor que uno,

hay dos factores que influencian la concentración: (a) el número de firmas en la industria,

(b) la distribución del mercado entre ellas. Una buena medida de concentración debería ser

sensible tanto a la distribución de las participaciones de mercado cuanto al número de

firmas. Es más, el valor del índice debe declinar con el aumento del número de firmas y

aumentar con una elevación de la desigualdad en las participaciones de mercado. Un índice

que recoge estas características es el conocido como Indice de Herfindahl-Hirschman, que

se define de la siguiente manera,

47 Llamando sj a las participaciones relativas en las ventas, donde sj = qj/Q x 100, siendo qj el volumen anual de la empresa j y Q el total de ventas de la industria, la razón o índice de concentración, para los n primeras empresas de una industria o rama particular I sn j

j

n

=≅∑

1

. Para las cuatro mayores empresas será

I s jj

41

4

==∑ y para las ocho primeras I s j

J8

1

8

==∑ .

48 Por ejemplo, si la industria A está compuesta por un cierto número de firmas en que las cuatro primeras muestran una participación relativa del 30%, 20%, 20% y 10% del total del mercado, en tanto que la industria B tiene un firma de mayor tamaño que absorbe el 60% del mercado, una segunda con el 10% y

59

IHH sii

n

: ( )2

1=∑

donde (si) es igual a 100 (qi / Q), siendo qi / Q la participación relativa de mercado de la

firma iésima. De modo que 0 < si < 100.

El índice de Herfindahl-Hirschman es una función convexa de las participaciones

de mercado, y en consecuencia altamente sensitivo a una distribución muy desigual de las

mismas. En un monopolio, IHH = 10.00049. Con una industria formada por cinco empresas

independientes, con igual participación de mercado (20%), el IHH = 5 (20)2 = 2000. Pero si

una de esas firmas tiene el 60% del mercado y las cuatro restantes un 10% cada una, el

IHH = 602 + 4 (10)2 = 4000, o sea el doble del puntaje que en el caso anterior.

Otra característica atractiva del IHH es que se fundamenta en la teoría de los

mercados oligopólicos, cuando el producto es homogéneo, pero las empresas tienen

diferentes funciones de costos (marginales) y eligen la solución de competencia en precios

de Cournot 50.

Con estas aclaraciones previas, a continuación se presentan los valores alcanzados

por los índices de concentración I4, I8 e IHH para cada cuenca y el total del país, utilizando

para su cómputo las participaciones en las ventas de las veintiún empresas antes aludidas,

con datos correspondientes a abril de 1995 a marzo de 1996.

Indices de concentración de ventas de gas natural Argentina, año 1995/1996

los dos siguientes con el 5% cada una I IA B4 4 80= = . Sin embargo la desigualdad de participación es

manifiesta en B, y se intuye que es más concentrada que A.

49 Si se normaliza el índice de modo que para un monopolio ese valor sea uno (1), cuando la industria está compuesta de n firmas con iguales participaciones de mercado, el valor del índice resulta 1/n.

50 El IHH está directamente relacionado con la suma de las diferencias entre precio y el costo marginal de cada empresa, ponderada (por las respectivas participaciones de mercado y corregida por la elasticidad de demanda). Llamando pc al precio de equilibro de Cournot, (si) a las participaciones de mercado, (ci) al costo marginal (constante) de cada firma y η a la elasticidad de demanda, se tendrá que:

( )p cp

IHHci

ci

n −=

=

∑1 η

Para más detalles ver W. R. Viscusi, John M Vernon: Joseph E. Harrington:

Economics of Regulation and Antitrust, 2ª Edit. Cap. VII, pág. 151/52. The MIT Press, 1995.

60

Indice Cuenca Neuquina Cuenca Noroeste Cuenca Austral Total país

I4 88,58 100,0 85,37 77,02 I8 96,61 - 98,54 90,40 IHH 4451 5898 2771 3973

Fuente: Estimación propia, Cuadro 7 Anexo.

Cualquiera sea el índice de concentración que se tome, resulta muy elevada en la

cuenca noroeste y en la neuquina, que muestra un mayor índice que la austral. La

concentración de ventas a nivel del país no es relevante si los mercados regionales están

segmentados, pero un IHH cercano a los 4000 puntos es alto.

Aún cuando la utilidad y pertinencia del uso de un determinado índice de

concentración depende del propósito que se persiga con el análisis, desde el punto de vista

económico y del bienestar, un valor que indica alta concentración se relaciona con la

posibilidad de que en esa industria exista un margen del precio sobre el costo marginal

bastante mayor que en una situación más competitiva; o con que la probabilidad de que las

firmas sean capaces de coludirse con éxito en desmedro de los usuarios y consumidores

finales, resulte mayor. El segundo aspecto está directamente emparentado con las

regulaciones antitrust y las leyes de defensa de la competencia.

Como en Argentina no se han emitido guías cuantitativas ni estándares del grado de

peligrosidad de ciertos valores límites de los índices de concentración, para interpretar el

IHH se pueden utilizar las guías y la jurisprudencia de otros países con larga tradición en

esas áreas. De acuerdo al criterio del Departamento de Justicia y la Comisión Federal de

Comercio de los Estados Unidos de Norteamérica (Guías de 1984 revisadas en 1992 para

ser utilizadas en los análisis de fusiones), el mercado relevante de una región o país no está

concentrado si, post-fusión, el IHH está por debajo de los 1000 puntos. Estará

moderadamente concentrado cuando se ubica entre 1000 y 1800 puntos, y altamente

concentrado cuando supera los 1800 puntos. Por cierto que un índice superior a 4000

puntos no deja lugar a ninguna duda respecto de la alta probabilidad de la existencia de

políticas y estrategias colusorias. Esto significa que en un país como EE.UU., la industria

sería rápidamente objeto de una investigación (inquiry) para analizar las condiciones de

61

entrada y varios tipos de eficiencias, antes de determinar si constituye o no un probable

estado de sospecha de violar las reglas de la competencia.

W.G. Shepherd definió como “competencia efectiva” una estructura de oferta

donde, por lo menos, coexistan cinco o seis empresas comparables, sin barreras

significativas a la entrada y ninguna de ellas ejerciendo dominancia51. Hay dominancia

cuando una sola firma controla más del cuarenta por ciento del mercado. Además, para que

este resulte competitivo, la demanda minorista de gas natural debería ser esencialmente

elástica en todo el espectro de usuarios. Este conjunto de condiciones no se cumple en los

mercados del gas natural de muchos países, y menos aún en Argentina.

Por otra parte, la posible competencia -vía importaciones- como desde Bolivia, no

influyó en los precios de mercado, no sólo por la limitada participación en la oferta total -

que fue decayendo en el tiempo al aumentar la extracción nacional-, sino porque se

negociaron precios de compra iguales o mayores que los percibidos por los productores

nacionales. Después de la desregulación, el contrato entre YPB SE y GdE SE pasó a YPF

SA, que de ese modo incorporó el gas boliviano a su pool, aumentando la participación de

mercado de esa empresa. Como se ha adelantado, esas importaciones serán discontinuadas

en un par de años y no se visualiza otro país cercano del cual podríamos importar gas

natural. Por el contrario, Argentina se postula como un gran exportador neto y creciente,

hasta que sus reservas comiencen a agotarse. Esto es lógico y obviamente va a ocurrir, lo

único no exactamente previsible es ¿cuándo?

Las barreras a la entrada al negocio de explotación de los hidrocarburos son altas,

pues es una actividad que exige tiempo para obtener nuevas áreas, fuertes inversiones en

exploración y después en desarrollo de pozos y yacimiento, lo que implica importantes

costos hundidos. El riesgo económico y financiero es también alto. Hay economías de

escala en producción y en redes colectoras y plantas de tratamiento y otros factores

condicionantes de la entrada, cualquiera sea el país de que se trate.

51 Shepherd, W.G. (1995), op. cit.

62

En el caso en discusión hay una gran firma dominante, sin aparentes restricciones

regulatorias para fijar precios y variarlos según lo aconsejen las condiciones de demanda.

Posee una importante masa del recurso in situ, que hace difícil para empresas de menor

capacidad competir en precios con ella. Es mucho más cómodo seguir al líder con un

pequeño margen de descuento que salir a competir abiertamente.

Si bien el problema de estimar “excesos de capacidad” de producción de una

empresa de gas natural no es sencillo, está claro que esa capacidad no puede incrementarse

tan fácilmente, como en otras actividades industriales que no dependen críticamente del

stock del recurso natural (in situ) a que pueden tener acceso, ni de las restricciones técnicas

de explotación. Otra posibilidad es comprar reservas a otras empresas, una manera más

rápida de entrar al negocio, expandirse, y también salir de él. Pero la sustitución del dueño

anterior de las reservas puede terminar aumentando el grado de concentración, según sean

las participaciones relativas previas de quienes compran y venden. El proceso reciente de

cambio de manos tiende a aumentar la concentración, no a disminuirla.

En consecuencia, un alto nivel de reservas (probadas más probables) en manos de

una empresa o grupo coligado, funcionará como una “barrera a la entrada” de otros

competidores, o a la pretensión de los actuales de lograr un aumento de sus participaciones

en las ventas bajando los precios. Sin embargo, producir petróleo y/o gas natural no es igual

que producir automóviles o alfombras de lana. En petróleo y gas, cada unidad que se extrae

y vende disminuye el stock de reservas disponibles y debe ser repuesta. Quien acelera la

explotación de sus stocks sin reponerlos, perderá automáticamente participación futura de

mercado y a una tasa mayor cuanto mayor sea el crecimiento de la demanda. Esto no

significa que esa estrategia de explotación de la empresa no sea racional, pues lo que recibe

como ingreso lo puede reinvertir en explorar o adquirir más reservas en otros países, con un

futuro productivo más promisorio.

Se quiere transmitir al lector la idea de que a medida que aumenta el consumo

interno, y la exportación y las reservas no logran aumentar pari passu, la competencia

se hará menos probable. Aún cuando el total de reservas mantenga una adecuada relación

63

dinámica Reservas totales/Producción52, la distribución de las mismas es tan importante

para el futuro como la distribución de las ventas lo es hoy.

Por lo anterior se llega a dos conclusiones básicas. Primero, el mercado del gas

natural en Argentina no puede ser caracterizado como de “competencia efectiva”, sino

que es oligopólico. Segundo, su evolución natural no es hacia un poco más de competencia,

sino hacia formas oligopólicas más firmes. Al respecto es interesante citar una reciente

definición de H.B. Trebbing que señala que “cuando un oligopolio posee una estructura de

oferta donde las cuatro mayores firmas controlan del 60 al 100% del mercado y hay

significativas barreras a la entrada, ese oligopolio se hace más cohesivo” y difícil de romper

y controlar53.

Ahora bien, la pregunta que surge lógicamente es: ¿por qué una cierta estructura de

mercado, que no es competitiva -pero común-, puede elegir colocar una parte de su

producción a más bajo precio en el mercado externo, en tanto que trata de mantener e ir

subiéndolo gradualmente en el interno?

Sin la intención de hacer un análisis definitivo del problema (lo que requeriría la

modelización teórica del caso y su contrastación empírica), hay varias razones por las

cuales esto es plausible. Algunas fueron comentadas y se relacionan con ciertas

características de la demanda y, en especial, las asimetrías de regulación del negocio, que

facilitan distintos tipos de arreglos contractuales o asociación en alguna de las etapas, que

implican un retorno adicional (cuando se exporta) no reflejado directamente en el precio del

producto.

Es también perfectamente racional para una empresa que busca maximizar el flujo

de ingresos descontados, especialmente cuando para determinar la tasa de descuento se

52 La relación estática R/P tan usualmente manejada en la industria y los medios, es totalmente inadecuada y engañosa cuando la tasa de aumento de la demanda es muy alta y continua, o hay saltos escalonados de la misma por los negocios de exportación. En el numerador juegan también demasiadas variables para hacer de esta medida un indicador útil y confiable.

53 Trebbing, H.B. le denomina “Tight Oligopoly” en “Achieving Coordination in Public Utilities Industries: A critique of troublesome options”, Journal of Economic Issues, Volume XXX, Nº 2, junio de 1996, página 562.

64

tiene en cuenta el costo del capital, actual y futuro. Cuando este se halla por arriba del 12%,

hasta el 16%, dependiendo del estatus de la empresa, acelerar la tasa de explotación del

recurso mediante la exportación en gran volumen podría constituir un buen negocio para

ella, aunque no para el país. Un típico caso donde el interés privado no coincide con el

social.

Como el mercado argentino está consolidado y asegurado, es racional para un

oligopolio cargar el precio más alto que la demanda interna pueda sostener (charge what

the market will bear) asegurando la base del negocio, ya que el consumo interno es grande

y sigue creciendo. Sin embargo, no lograría -por sí mismo- hacer uso de las reservas

probadas y las probables (que las empresas conocen mejor que el regulador) en el plazo de

tiempo (horizonte) que les permita maximizar el Valor Presente del flujo de ingresos netos,

cuando se consideran todos los factores de riesgo país y la manera de diversificarlos por la

exportación a diversos mercados. Como hay segmentación (física y económica) entre ellos

y esa condición no será fácilmente levantada, el diferencial de precios puede sostenerse, ya

que la oportunidad de un tercero de intermediar con éxito sería remota. El hecho de que los

demandantes principales intentaran resistir la presión al alza de precios “presionados” por

el ENARGAS54 sólo morigeraría los resultados, sin invalidar la estrategia básica de los

grandes productores.

11. ¿Diferenciación o discriminación de precios?

La cuestión que falta tratar respecto al tema de los diferenciales de precios

comentados es establecer si se trata de un caso de “diferenciación de precios” o bien de uno

de “discriminación” en contra de los usuarios del país exportador. No se ha de entrar en la

discusión legal de discriminación “justa o injusta”, “debida o indebida”, tan característica

de la problemática de la regulación de precios de servicios, o de la obligación de las

empresas (prestadoras) de que los precios sean “justos y razonables”, tanto desde el punto

de vista de los diferentes usuarios como de la legitimidad de obtener un beneficio por las

empresas.

54 Esta posibilidad me fue señalada por Miguel Abdala.

65

Para los economistas, en general, hay discriminación de precios cuando un

mismo producto (o servicio) es vendido por la misma empresa a dos compradores a

precios netos (en este caso, en entrada a gasoducto) distintos. Y esa discriminación de

precios es más clara cuando el diferencial parece desproporcionado con respecto a sus

costos marginales de producción y distribución, incluyendo el riesgo.

En el caso del gas natural, cualquiera sea la definición de costo marginal que se

adopte incluyendo el costo de uso del recurso, el precio debe ser el mismo, ya que la última

unidad extraída puede ser enviada a cualquiera de los destinos: mercado interno o de

exportación. Desde este punto de vista, la situación que se viene describiendo merece

calificarse como de discriminación de precios.

No todas las discriminaciones de precios son incorrectas e ineficientes. Es conocido

que con apreciables economías de escala en producción, la única manera de recuperar los

costos totales y obtener un beneficio es discriminando precios entre los consumidores. Para

ello se deben explotar las diferencias en las elasticidades de precios de demanda de las

diferentes clases de usuarios, manteniendo los mercados segmentados. Eso se conoce como

discriminación de precios de tercer grado. Los llamados precios de Ramsey pertenecen a

esta categoría. Sin embargo, las condiciones de demanda prevalecientes entre los usuarios

de Argentina comparadas con los de Chile y Brasil (sin contar las externalidades

ambientales diferenciales), impiden utilizar este argumento, puesto que si bien debería

haber discriminación, su signo es el opuesto. De mantenerse la estructura y conducta de la

industria y su tendencia natural a ser menos competitiva, a medida que el recurso se agote

será plausible plantear el caso de una discriminación sistemática, ya sea temporaria o en el

mediano y largo plazo, como consecuencia del efecto de cláusulas de revisión y

actualización de los precios y duración de los contratos de aprovisionamiento de

exportaciones de gas natural. La política y estrategia de explotación tan rápida del recurso

natural, es también altamente cuestionable desde el punto de vista del interés social.

Aunque desde el punto de vista del interés privado -de los directivos y accionistas

de las empresas- una política de discriminación de precios hacia los usuarios nacionales se

pueda justificar, genera serias dudas en cuanto al manejo óptimo de los recursos naturales

no renovables, y es poco inteligente desde la óptica y el interés social del país. Porque

66

significa una situación equivalente a “perder ventajas comparativas” en costos de

producción y en el bienestar de los consumidores del país. Y si ese es el caso, deberíamos

preocuparnos por partida doble.

En primer lugar, no sólo perderían los usuarios industriales y los consumidores, sino

también el gobierno (provincias y nación) como consecuencia de menores regalías y

montos de recaudación de impuestos. Habría, por otra parte, un subsidio cruzado desde los

usuarios nacionales hacia los de los países importadores, que la regulación argentina castiga

y una fuerte externalidad ambiental no aprovechada (en precios), lo que reafirma una

inefectiva capacidad de negociación y una regulación poco racional y cuidadosa de los

permisos de exportación.

En segundo lugar, cabría preguntarse, en un ejercicio hipotético, si en términos de

reciprocidad comunitaria los importadores Brasil y Chile a través de sus empresas,

grupos de interés y reguladores de la industria -sin olvidar a los políticos- se hubieran

comportado de la misma forma. La respuesta es que en ambos casos sería muy improbable,

ya que en esos países el interés nacional y el manejo de los recursos naturales no están tan

descuidados por los reguladores y el poder político.

12. Los precios internos y de exportación de GLP

Como se anticipó, el problema de la existencia de precios diferenciales entre el GLP

destinado a la exportación y el colocado en el mercado interno no recibirá un tratamiento

exhaustivo como el brindado al gas natural, por varias razones. La primera, porque en un

trabajo previo (publicado en Novedades Económicas, julio de 1995) donde se discutió y

analizó en detalle el funcionamiento y comportamiento de la industria del fraccionamiento

del GLP -butano y propano-, así como la estructura de oferta, modalidades de entrega y

determinación del precio de esos productos en el mercado interno, el problema quedó al

descubierto. La segunda razón es que no hace falta repetir los planteos efectuados para el

gas natural, sino confirmar o no la continuidad de las políticas y estrategias de precios

seguidas por las empresas que producen y venden GLP. Tercera, porque esa situación de

precios internos (casi siempre por arriba de los netos de exportación), es algo más difundida

que en el caso del gas natural, cuya exportación es un acontecimiento muy reciente.

67

En el trabajo anterior se señalaba que los precios internos del GLP -a los

fraccionadores- habían aumentado en 1994 y particularmente en 1995, a un ritmo muy

superior a los ajustes de precios derivados de una comparación con el Nivel General de

Precios Mayoristas. Que ese comportamiento no era congruente con otros indicadores de

evolución de los precios de los sustitutos del GLP, ni con los del gas natural que debían

servirle de piso. Tampoco tenían relación con los precios regionales de exportación a

Brasil, Chile, Uruguay y Paraguay, cuyos netos FOB eran inferiores y más variables

(aleatorios) que los precios internos. Que económicamente era difícil explicar por qué los

precios internos del GLP continuaban subiendo cuando existía un claro exceso de oferta

que se conocía -por la industria- que resultaría creciente en el tiempo55.

La evolución de los precios de entrega del butano y propano en 1996 y en los

primeros seis meses de 1997 fue de nuevo hacia el alza, como puede comprobarse en los

Cuadros10.a y 10.b del Anexo. Si esa distribución de precios (particularmente de las bocas

de expendio que coinciden con terminales portuarias o muy cercanas a ellas), se compara

con los precios de exportación promedios obtenidos para el producto GLP indiferenciado,

es fácil comprobar que en el período enero-octubre de 1996 los precios internos eran muy

superiores a los logrados por su colocación en los países vecinos. Esa diferencia se acortó

ante el mejoramiento de los precios internacionales, particularmente en los últimos meses

de 1996, al influjo de un aumento circunstancial de los precios del petróleo y su

coincidencia con la temporada invernal (de precios altos) en el hemisferio norte. Pero esa

tendencia al alza se quiebra en diciembre de 1996, con fuerte decrecimiento en febrero de

1997. En marzo de 1997 apenas se superaba los u$s 205 por tonelada, en abril habían caído

por debajo de los u$s 200, y en mayo estaba en u$s 178 por tonelada (Cuadro 8).

55 Ver página 29 del artículo: “El fraccionamiento del gas licuado del Petróleo (GLP) en Argentina”. Novedades Económicas. Año 17, N° 175, Julio 1995.

68

Precios medios de exportación de GLP - Enero 1996 a Mayo 1997-

120

140

160

180

200

220

240

260

280

ene'96

feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene'97

feb mar abr may

(US

$ / t

on.)

No obstante, los precios internos del GLP, si bien se mantuvieron constantes para

Loma de la Lata (Neuquén), San Lorenzo (Santa Fe) y Montecristo (Córdoba), mostraron

nuevos aumentos en las otras bocas (ver Cuadro 10.b). Recién a fin de agosto de 1997,

cuando la demanda invernal efectiva cae significativamente y los precios de exportación

siguen sin recuperarse, la empresa líder (YPF SA) disminuye los precios de lista para

ventas en el mercado interno en algunas de sus localizaciones. Esa reducción estacional,

menor del 10% de los niveles previos, no es suficiente para eliminar las diferencias entre

precios internos (más altos) y promedios de exportación (más bajos). Con precios de

exportación a niveles cercanos a los u$s 200 por tonelada56y precios internos superiores a

u$s 260-270 por tonelada, el diferencial sobre los precios de exportación se puede estimar

como un margen variable del 30 al 35%57.

56 El precio promedio de exportación del año 1996 fue de u$s 195,70 la tonelada y el de 1997 podría resultar superior a los u$s 200, por impacto del primer trimestre. El promedio de los cinco meses, hasta mayo de 1997, fue de u$s 216,55.

57 Para efectuar un cálculo más preciso sería necesario un detalle de las ventas por empresa y por boca de entrega, de modo de ponderar los precios promedios. Al precio en boca de expendio -no cercana al puerto- hay que adicionarle el costo de transporte en camión para hacerlo comparables con la alternativa de exportación. Este ejercicio permitiría mostrar que existen grandes ineficiencias de asignación de los cupos de entrega a los fraccionadores (ya sea en forma directa o por vía de compras asociadas), ya que el sistema no tiende a minimizar el costo de transporte total en que los fraccionadores incurren para abastecer su demanda. Esta es otra razón por la cual los precios en planta de fraccionamiento son más altos de lo que serían si el negocio funcionara con más racionalidad, transparencia y eficiencia.

69

Como el 95,6% de las exportaciones totales de GLP en 1996 fueron destinadas a los

países vecinos, donde Brasil importó el 44%, Chile el 28%, Paraguay el 14% y Uruguay el

10% (en números redondos), es muy evidente que el mercado de exportación relevante

para el GLP argentino es regional y muy limitado a escala internacional (ver Cuadro 9).

Por eso la industria oferente no puede invocar niveles de precios del hemisferio norte

(EE.UU.) para justificar los precios internos sin hacer salvedades. Entre otras, que la

variación entre los precios de la temporada invernal y la estival son sustanciales (más del

50%), cosa que no ocurre en Argentina. Citar valores de máxima sin esclarecer promedios y

varianza es tratar de confundir a la opinión pública. Al mismo tiempo, es posible apreciar

que los países importadores del cono sur, que pueden hacer uso del transporte por barcos

tanqueros especializados en cargas de GLP con volúmenes por viaje que aprovechen

economías de escala en los fletes, pueden aprovisionarse del producto argentino a un precio

CIF sensiblemente inferior al que deben soportar los fraccionadores medianos y pequeños

de GLP dentro del país.

Mantener precios más altos en boca de expendio para el GLP destinado al consumo

interno (no se incluyen los insumos de la petroquímica), fuerza los precios meta

establecidos por las agrupaciones empresarias al nivel de los usuarios finales. Aunque esos

precios acordados o sugeridos sólo pueden ser alcanzados efectivamente en unos pocos

meses del año o en ciertas zonas y localidades del país, colocan sin embargo al consumidor

final argentino (especialmente a los residenciales), en absoluta desventaja respecto de los

precios representativos que se observan en países vecinos y en otros de Latinoamérica.

Una comparación de precios internos al consumidor relevada por la OLADE para

octubre de 1996 muestra al país al tope de la lista, aún por arriba de Barbados, con un

precio de lista de u$s 1,15 por kilo. O sea a 11,50 por garrafa de 10 kilos u u$s 51,75 para

un cilindro de 45 kilos. A considerable distancia se encuentran Paraguay, Chile y Uruguay,

donde los niveles de precios son razonables (de u$s 0,62 a u$s 0,75 por kilo). En Brasil los

subsidios permiten llegar al público a u$s 0,59 el kilo. En los países con mucho gas como

Venezuela, México, Bolivia y Colombia, estos precios son demasiado bajos, como puede

apreciarse en el cuadro de clasificación de países por el nivel de precios del GLP (ver

Cuadro 11, Anexo). Estos datos ponen de manifiesto fuertes asimetrías de organización

70

y regulación, especialmente en Brasil, lo que traerá problemas de compatibilización de

políticas y precios que no se pueden ignorar.

Lo que aquí se quiere destacar es que países que deben importar GLP desde

Argentina porque son deficitarios, pueden, no obstante, llegar al público con precios

sensiblemente más bajos y estables que los que se pretende imponer al consumidor

argentino, pero en la práctica no se logran pues la demanda no los soporta. Tiene que haber

un sinceramiento de la información referida a precios en boca de expendio y en

plantas de fraccionamiento, los márgenes al distribuidor y los precios (o banda) al

usuario, si realmente se quiere entender qué está pasando en el mercado del GLP nacional.

Así, precios al público equivalentes a u$s 1100-1200 la tonelada para butano y propano

son prácticamente insostenibles, habida cuenta del nivel y tendencias de la demanda y la

creciente oferta de GLP, como consecuencia de la entrada de nuevas plantas de tratamiento

o expansión de las existentes, junto a los aumentos súbitos del volumen del gas a tratar que

genera cada gasoducto de exportación, donde se envía sólo gas metano, o los nuevos

emprendimientos de ciclo combinado para generar electricidad.

Es muy conocido también que la demanda de GLP para uso de la petroquímica es

muy sensible a los precios de los insumos y que normalmente (sin subsidios) sólo puede

pagar precios mucho más bajos que para el consumo de pequeños comercios, industrias y

residencial. El uso del GLP como combustible para automotores es otra alternativa, ya

técnicamente no existirían problemas para hacerlo, pero su autorización está demorada.

Las propias empresas productoras conjuntas de gas natural y GLP no desean

competir con el GNC, al menos en los sitios donde se han hecho fuertes inversiones en

estaciones de servicio para el despacho de GNC. O sea que voluntariamente se restringe la

competencia potencial. En cuanto al GLP a granel, tiene excelentes perspectivas de

mercado, pero su concreción dependerá crucialmente del precio al que llegue el producto al

usuario.

La ola de adquisiciones recientes de las mayores empresas fraccionadoras de GLP

iniciada por YPF no ha sido impulsada porque actualmente resulte un negocio brillante. Por

el contrario, algunas de las empresas con compromisos de venta tienen pasivos que pueden

71

llegar a superar el valor real de sus activos, en especial cuando sus participaciones de

mercado resultan teóricas y no efectivas. Una de las razones fundamentales de la

integración vertical es la defensa de los precios internos del GLP, que a diferencia de los

externos pueden ser controlables o manipulados, a la par que una estrategia para ir

graduando su cambio. Esto sólo podría ocurrir si el mercado interno del GLP y el de

exportación se mantienen segmentados, impidiendo la reimportación y/o la actuación de

traders que podrían triangular operaciones, al mismo tiempo que cercenar todo intento de

competencia de precios entre los diferentes grandes oferentes de GLP. De allí el interés que

tiene discutir el problema de la concentración de la oferta de GLP que hoy caracteriza a la

industria.

13. La oferta de GLP y grado de concentración de las ventas

La producción destinada a la venta de butano y propano, sea para consumo interno o

exportación, proviene en su mayor parte (80% o más) de las empresas extractoras de gas

natural que poseen plantas de tratamiento para separar el GLP y otros subproductos, y de

aquellas como Refinor SA y TGS SA que heredaron las de ex GdE SE. Las refinerías

aportan no más del 14,5% de la oferta total, y el derivado de las petroquímicas el medio por

ciento restante.

Al igual que en el caso del gas natural, la lista de productores de GLP y sus

participaciones relativas es un tanto diferente de la distribución del mercado entre los

vendedores, pues algunas empresas controlan volúmenes de producto que provienen de

reasignaciones por participaciones en UTE’s y por adquisición a terceros. La posesión o no

de depósitos, su tamaño y localización (cercana a puerto o no) y el manejo de los stocks

acumulados, indudablemente influyen en el grado de control de la oferta y en el

comportamiento de los precios. De todas estas particularidades de la estructura de oferta del

GLP que un análisis más profundo debería incluir, sólo se contemplarán por razones de

disponibilidad de información las participaciones relativas en las ventas agregadas de

GLP, para todo destino, de las 17 empresas cuyos datos publica la Dirección Nacional de

Combustible de la SEyP. Los índices de concentración estimados son el I4, I8, I12 y el IHH

para el total de los participantes, cuyos valores se resumen en el siguiente cuadro:

72

Indices de concentración de las ventas de GLP

Año 1996

Valores I4 I8 I12 IHH

% Acumulados 82,1 94,1 98,6 -.- Puntos 3.358

Fuente: En base a Cuadro 11 del Anexo.

En función de los criterios establecidos para interpretar el grado de concentración

de las ventas de GLP del año 1996, la estructura de oferta debe caracterizarse como

altamente concentrada, con índices para las cuatro y ocho primeras empresas vendedoras

aún mayores que en el caso del gas natural, como puede comprobarse por el simple cotejo

de sus respectivos porcentajes de acumulación. Sin embargo, como las participaciones

relativas entre las cuatro primeras empresas vendedoras de GLP es menos desigual que en

el caso del gas natural, el índice de IHH resulta algo menor con 3.358 puntos. No cabe duda

de que si se hubiesen estimado las ventas por región o por mercados geográficos

separables, se encontrarían indicadores de concentración por arriba y por debajo del puntaje

para el agregado. Eso sería muy útil para identificar las zonas donde la oligopolización es

más factible o, si se prefiere, donde la competencia entre vendedores es menos probable.

Una corrección que podría intentarse es estimar el verdadero poder de la empresa

líder, tomando sus propias manifestaciones de importancia en el mercado del gas licuado de

petróleo. En 1996 YPF SA mostraba una participación del 54% sobre las ventas totales de

GLP, incluyendo exportaciones, equivalentes a 2916 puntos del IHH. El eslogan de un

repetido comercial de YPF Gas dice: “Somos líderes porque Usted está primero”, y señala

que “produce más del 60% y almacena más del 80% del gas licuado nacional”58. Como la

referencia está dirigida al mercado del GLP fraccionado (garrafas, cilindros y a granel) o

por redes, para esos destinos su dominancia es mayor, ya que por sí misma explicaría 6.400

puntos del IHH, al tomar en cuenta su producción y la influencia del manejo del inventario

de sus depósitos. Un IHH de ese valor no sería contemplado con pasividad en países

58 Ver avisos en la revista Gas & Gas, varios números; Sección destinada al GLP.

73

donde la experiencia y capacidad regulatoria destinada a salvaguardar la competencia y

proteger al consumidor está probada.

Por cierto que estos indicadores de concentración van a cambiar en función del

acelerado proceso dinámico de absorciones, ventas parciales de las participaciones sobre

ciertos yacimientos, reagrupamiento de inversores, nuevas asociaciones entre empresas y

joint-ventures para instalar plantas de tratamiento de gas natural para extraer GLP, etano y

otros subproductos de valor, o proyectos de gran envergadura como el MEGA, que

destinará la mayor parte de su producción a la exportación a Brasil. Estos movimientos

significaran cambios importantes en la estructura de oferta y demanda por GLP, sin que se

puedan advertir cambios positivos orientados a crear una mayor competencia y

transparencia en la operación de estos mercados.

Así, es bien visible y anunciada la estrategia de ir desarrollando grandes bloques de

demanda por GLP, algunos dentro del país y otros fuera, que se comportarían como

mercados no integrados. Un ejemplo es el plan de abastecer a la novena región de

distribución de gas en la mesopotamia y provincias aledañas con GLP (gas propano y

butano indiluido) por redes, como precursor del gas natural, con el argumento de que este

todavía no es rentable, auténtico eufemismo sin razonabilidad económica. Si el GLP por

redes tiene demanda, con mayor razón la tendrá el gas natural, que cuesta un tercio de

aquél. Tampoco es por falta de gas natural, ya que aparentemente sobra para exportarlo a

tres países. Es una forma negociada de hallar una salida a un excedente importante de GLP

que, si no se lo exporta a precios más bajos o se lo inmoviliza temporariamente como

stocks en depósitos lo que es antieconómico, terminaría deprimiendo los precios internos en

el mercado principal del GLP (el de fraccionamiento y granel). Aún a costa de bajar la

demanda por garrafas y cilindros -de los conectados a la red- los productores de GLP

participantes ganarían mercado por un aumento del consumo de los nuevos usuarios de red.

Sin embargo, esta política y estrategia de manejo del mercado que podría ser

racional, desde el punto de vista de las empresas intervinientes, no lo es para quienes no

74

pueden acceder a ese mercado59 y menos aún para los usuarios (industrias, comercios,

establecimientos de servicios, residenciales, etc.) que se verán obligados a pagar un más

alto precio durante el período de transición. Este bien puede durar dos, tres, o más años. En

tanto, Uruguayana tendrá un ducto proveniente de Entre Ríos que hemos descripto antes,

para proveer gas natural desde la cuenta Noroeste que transportará TGN, y posiblemente se

extienda hasta Porto Alegre en 1998 (ver nota al pie nro. 27). Desde este punto de vista, se

puede decir que los usuarios de la Mesopotamia están doblemente discriminados:

Primero, porque no se les ofrece la misma posibilidad de que gozan otros consumidores

nacionales. Segundo, porque el gas natural excedente se exporta a otros países a menor

precio del que ellos podrían estar dispuestos a pagar. Nadie los consultó sobre sus

preferencias. Las empresas deciden, a priori, en función de sus propios objetivos. Quizás

logren maximizar los beneficios de corto plazo y/o el excedente del productor, pero existen

grandes dudas acerca de la conveniencia social de esa solución cuando se incorporan los

potenciales consumidores.

De la misma manera se puede razonar respecto a proyectos como el MEGA. La

decisión de sus socios y promotores (como parte de la factibilidad de llevar a cabo o no la

inversión), de que una determinada capacidad de producción se destine en su mayor parte a

un mercado externo específico a un precio que se negociará, pero que no es conocido por

el público, remueve una fuente potencial de demanda externa para los otros productores de

GLP del país, y discrimina potencialmente respecto de los usuarios nacionales.

En los dos ejemplos anteriores no se esquiva el problema de la magnitud e

indivisibilidad de las inversiones iniciales, ni la necesidad de contar con una oferta en firme

y segura para poder desarrollar la demanda y cerrar contratos de venta a mediano y largo

plazo. Tampoco se escapa la observación de la enorme facilidad con que se están

presentando propuestas de inversión para construir gasoductos destinados a exportar gas

natural a los países vecinos, frente a la apatía y falta de interés en sumar esfuerzos,

59 Un productor mediano o pequeño de GLP no ligado al grupo interviniente en los contratos de provisión podría estar dispuesto a vender a igual o menor precio.

75

privados y públicos, para generar proyectos alternativos de inversión dentro del país,

que lleguen a miles de consumidores que hoy no cuentan con ese servicio.

Esta dualidad de oportunidades tiene relación con incentivos y restricciones

económicas, que en parte pueden derivarse de los regímenes regulatorios, pero que también

deben imputarse a la pérdida de capacidad interna para desarrollar una gestión juiciosa e

inteligente del uso de nuestros recursos naturales (especialmente los no renovables), y a

aprovechar las ventajas comparativas y de bienestar que de ellos se derivan.

Lo que se desea plantear es una discusión abierta de todos los intereses en

juego, no sólo de algunos productores, de cómo funcionan en realidad los mercados del gas

natural y GLP, y cómo pueden mejorar las reglas para hacerlo de modo más transparente,

en un ámbito donde la competencia no se declame ni declare por decretos, sino que se

practique, ofreciendo las mismas oportunidades a los usuarios nacionales sin

discriminarlos.

Otro aspecto de indudable importancia estratégica para el país surge de la

consideración explícita de los diferenciales de valor agregado (directo e indirecto) del gas

natural que se exportará a Chile y Brasil para generar electricidad. No es lo mismo generar

electricidad en territorio del importador que si las usinas estuviesen en territorio argentino.

Las ventajas y desventajas económicas de esta alternativa, cuando no sólo se tienen en

cuenta los intereses privados sino también los sociales, no ha recibido la atención que

merece. El planteo debe ser previo a las resoluciones de autorización de exportación.

Es preciso que las autoridades regulatorias y los Entes más directamente vinculados con ese

problema se expidan fundadamente acerca de los criterios que van a sustentar sus

decisiones, y eso sea objeto de discusión pública.

14. Implicancias de política económica y energética: Cambios sugeridos

A medida que se fue desarrollando el trabajo se enunciaron conclusiones parciales

relativas a la organización del mercado del gas natural y el GLP, especialmente por el lado

de la oferta. Se encontraron diferenciales de precios para un mismo producto, zona de

origen y punto de entrada al sistema, según fuese el destino del mismo. Las

76

comparaciones de precios vigentes para el mercado interno y los hallados para la

exportación muestran una situación que puede caracterizarse como de discriminación de

precios, en contra de los usuarios nacionales. Un resultado que puede explicarse pero no

se justifica cuando la cuestión se analiza no sólo desde el punto de vista del interés privado

de productores-vendedores, sino también del de los usuarios y la sociedad. La perspectiva

de que esta seria distorsión sea corregida voluntariamente tiene muy baja probabilidad de

ocurrir. Las tendencias futuras indican que en función del gran desarrollo de los mercados

externos en países vecinos, la discriminación podría agravarse, con todas las

consecuencias negativas para el país que ello significa.

A lo largo del trabajo se insistió mucho en el planteo del comportamiento de la

industria y en la vinculación que existe entre los indicadores de concentración de las ventas

y los niveles o movimientos de los precios en el mercado interno versus el de exportación.

La presencia de una (misma) empresa claramente dominante en el mercado de ambos

productos, puede tener mucho que ver con algunos de los resultados observados. Sin

embargo, por la importancia y complejidad del caso, se requiere un relevamiento preciso de

información, el análisis de los precios reales, una modelización económica de cada mercado

y un tratamiento conceptual profundo y estricto de las relaciones de causalidad.

En cuanto a la información sobre precios, quedó netamente manifestada la

dificultad de obtener datos fidedignos y confiables acerca de las condiciones de venta del

gas natural argentino para la exportación, debido a la reticencia en proporcionar ese

información por las empresas, al amparo de la confidencialidad de los contratos y a la falta

de publicidad regular de las estadísticas de precios internos y externos que debe elaborar la

Secretaría de Energía y Puertos. Los medios no recogen esa información vital ni parecieran

interesarse por indagar acerca de ella.

El problema de las asimetrías de organización del negocio y las derivadas de los

marcos regulatorios, tanto interna como externamente, es otro aspecto de crucial

importancia y preocupación que no debe dejar de puntualizarse. Para no confundir al lector,

se aclara que las propuestas en discusión en el Congreso de la Nación, en especial para el

GLP, no son conducentes ni adecuadas para resolver los problemas que esta y la anterior

investigación plantean, ya que van precisamente en la dirección opuesta a la recomendable

77

para corregir las grandes deficiencias observadas en su organización, estructura,

comportamiento y performance del sector. El usuario argentino es quien soporta las

consecuencias.

Aunque la regulación de la distribución y el transporte de gas natural puede

considerarse exitosa, profesionalizada y formalmente independiente, sólo controla el lado

de la demanda interna, y no en su totalidad. Sólo indirectamente puede ocuparse del

problema en discusión y debe “solicitar la necesaria intervención de la Secretaría de

Energía y Puertos para la revisión de las condiciones de oferta y el nivel de competitividad

existentes en la actualidad en el mercado de gas natural”. Quien tenga dudas acerca de esta

cita, no tiene más que consultar las resoluciones del Enargas de mayo de 1997 (que

aprueban los cuadros tarifarios de las Distribuidoras) para confirmarla.

No es una novedad, en cambio, que la autoridad regulatoria -por el lado de la

oferta- del gas natural y el GLP es débil por naturaleza, y no posee los instrumentos

adecuados para investigar y descubrir conductas violatorias a la competencia y/o

situaciones de discriminación de precios. Tampoco parece poder influir en una asignación

más racional de los recursos naturales no renovables bajo su jurisdicción, ya que su función

principal es facilitar el desarrollo de las actividades extractivas y promover su crecimiento.

Hay por diseño una incoherencia funcional manifiesta, ya que se le pide cumplir el papel

de promotor y regulador al mismo tiempo. Esto facilita el accionar de los regulados ante la

disyuntiva que se le presenta al regulador. Además posee menos independencia política que

los ENTES (de gas y electricidad), tiene escasos recursos humanos con formación y

experiencia en economía de la regulación, y no hay una voluntad evidente de aplicar con

firmeza y ecuanimidad lo que las leyes y reglamentos ordenan. Es un típico caso donde la

probabilidad de que el regulado se tome al regulador llega casi a la certeza.

Cuando en un mercado se encuentra una muy alta concentración de la producción

y de las ventas, como en los dos casos estudiados, la receta clásica (si el sector productivo

es convencional), es tratar de disminuir las participaciones de mercado, obligando al

desmembramiento de algunos grupos para facilitar una redistribución de las

participaciones, de modo que los índices de concentración bajen lo suficiente como para

que pueda generarse más competencia. En segundo lugar, disminuir las restricciones a la

78

entrada de nuevos oferentes y por cierto no autorizar fusiones, absorciones y otros

mecanismos de control accionario que reconstituyan poder de mercado. Sin embargo, la

primera solución -a nivel de productores- no es aconsejable en el caso del gas natural, ya

que la economía no gana en eficiencia económica desmembrando unidades de

explotación eficientes en producción, ni obligando a vender reservas para disminuir

así el grado de concentración futura de la oferta. La experiencia no muy lejana de

Argentina en esa materia es muy clara e instructiva. La actividad petrolera tiene altas

barreras a la entrada y explorar para descubrir nuevas reservas es una actividad riesgosa y

capital intensiva. Limitar y no permitir absorciones o fusiones que aumenten el grado de

concentración es sólo un paliativo, y no resuelve el problema de fondo. Por otra parte no

hay tradición ni manifiesta voluntad política de contar con una moderna ley anti-trust e

instituciones serias y creíbles para implementarla.

La realidad es que la actividad de explotación gasífera, al igual que su derivada

del GLP, no son competitivas en Argentina ni en la mayoría de los países del mundo, y

que tampoco debemos esperar que lo sean más adelante, por las explicaciones dadas al

respecto. De allí entonces que una alternativa sea su regulación. Pero como en el país

regular la producción contiene lecciones históricas tan negativas que es preciso no olvidar,

la solución pragmática es tratar de que en la actividad de comercialización se alcance un

mínimo de competencia y transparencia, corrigiendo las distorsiones de precios más

evidentes e impidiendo la continuidad de la estrategia de discriminación de precios que

soporta un gran grupo de usuarios nacionales. Con ese fin se deberían adoptar las

siguientes medidas:

(1) En primer término los ciudadanos tienen el derecho de exigir el cumplimiento

de las disposiciones legales y normativas reglamentarias de dar a publicidad los

precios reales de exportación y su comparación con los que se cargan a nivel

del mercado interno. De modo que los reguladores, los usuarios y sus

asociaciones y el público, en general, puedan conocerlos, cotejarlos y medir sus

diferencias. La cuestión de la confidencialidad comercial puede ser preservada,

pero no a costa de escatimar la información al público.

79

Conocer los precios actuales y los futuros comprometidos es la información más

valiosa para el funcionamiento de un sistema de mercado nacional y regional que

trate de acercarse a una competencia efectiva. Si los precios no se conocen, si las

comparaciones no pueden llevarse a cabo sino sólo por expertos o por poseedores

de fuentes de información restringida, y ello no puede efectuarse con precisión,

facilidad y rapidez, no puede hablarse de la existencia de un mercado, ya que se

desconocería uno de sus elementos básicos. Toda operación de venta debe

consignar cantidad, lugar de entrega, condiciones de la misma y precios,

incluyendo cláusulas de actualización de los mismos.

(2) Para que los pequeños, medianos y grandes productores reciban las mismas

señales es altamente conveniente establecer condiciones que faciliten el

surgimiento de uno o más mercados spot de gas natural. Un mercado spot de

gas natural para el Río de la Plata podría ser de gran utilidad. Para que funcione se

requiere cumplir con una serie de etapas evolutivas, sin las cuales no logrará

despegar.

La primera condición es que el sistema de información de precios sea rápido y

fácilmente accesible por medios electrónicos, y sobre todo, veraz y preciso. Una

segunda condición es definir contratos estandarizados para la entrega de gas

natural y GLP, tan precisos en sus especificaciones sobre el producto y sus

variedades comerciales donde lo único que resulte acordar sean cantidades, lugar

de entrega y precios. Esto no es fácil y ha sido resistido por la industria, que sin

embargo no pudo impedir que esos mercados se establecieran en EE.UU y ahora

en Europa. La intervención no parasitaria de traders que pueden agrupar oferta e

intermediar con eficiencia entre diferentes mercados, es otra condición.

(3) La apertura de cotización de un mercado de futuros es otra medida

complementaria, ya que el gas natural y el GLP son commodities. A pesar de que

se han dictado decretos y resoluciones tendiendo a la creación de ambos mercados

y a la actuación traders su desarrollo es embrionario.

80

(4) Dado que las medidas anteriores no modificarían sustancialmente los

incentivos para coludirse y reconstituir participaciones de mercado, es altamente

conveniente que se reduzcan las participaciones en las ventas de los grandes

productores por intermediación de compra a productores más pequeños, o que

esta función de agregar oferta sea realizada por empresas no dependientes o

coligadas. De nuevo aparece la figura de los traders especializados, que deberían

operar con mayor eficiencia que el sistema que se pretende mejorar para acercar

oferta y demanda.

(5) Como el problema principal que nos ocupa es la discriminación de precios para

las operaciones de gas natural en el país, se debería incorporar una cláusula

similar a la de la nación más favorecida (NMF), que puedan invocar las

Distribuidoras y los grandes usuarios de Argentina, de modo que si alguno de ellos

descubre o comprueba ventas -en cantidades, calidades y condiciones

equivalentes- a precios diferenciales en los contratos de exportación inferiores a

los pactados en los contratos con nacionales, puedan ser revisados hacia abajo

para igualarlos.

Esta solución es menos controvertida y más justa que la de “limitar las

exportaciones” y “excedentes” temporarios, a la cual rápidamente tenderían los

partidarios de una regulación física o por cuotas y no económica del negocio. Cabe

advertir que los compradores nacionales podrían ser penalizados, en el traslado de

precios a tarifas, al comprar más caro que los Distribuidores brasileños o chilenos,

por no haber demostrado la debida diligencia para realizar una eficiente gestión de

compra de gas natural en resguardo de los intereses de los consumidores

nacionales.

(6) Finalmente, los criterios y exigencias de información para autorizar las

exportaciones de gas natural a mediano y largo plazo deben contemplar no sólo

el problema físico de disponibilidad suficiente de oferta, sino la conveniencia de

la ecuación de precios. Interesan sobremanera a todos los intervinientes, al

gobierno nacional, a las provincias y a los municipios. Los precios de

exportación no son una variable de puro interés privado, sino público. El

81

sistema de Audiencia Pública es imprescindible para cada uno de los grandes

compromisos de exportación, y no aprobarla bajo el peso de los hechos

consumados. Es necesario evaluar por anticipado si la exportación de gas es

más beneficiosa para el país que su uso interno, como ser para generar

electricidad que se exportaría.

En cuanto al GLP, el problema de discriminación de precios en el mercado interno

es sólo una manifestación más de los serios desajustes de funcionamiento de los mercados

relacionados, especialmente el de fraccionamiento de garrafas y cilindros y el granel. Es un

sector donde en materia de regulación económica eficiente y al servicio de los

consumidores y usuarios, todo está por hacerse.

Se caracteriza por un conjunto de actividades y servicios conexos que dan vida a

un numeroso grupo de empresas pequeñas y medianas y a cooperativas de servicio.

Actualmente se asiste a un gran cambio en la propiedad de las mayores empresas de

fraccionamiento y distribución de GLP envasado, que han sido adquiridas por grandes

empresas petroleras o vinculadas con la energía, nacionales o internacionales, a fin de

integrarlas verticalmente y prepararlas para que sus negocios se expandan a los países

vecinos.

A pesar de estos grandes cambios, las reglas de juego en cuanto a la conducción

del negocio en el mercado interno siguen coordinadas por un grupo muy reducido de

intereses corporativos, con la diferencia de que han cambiado sólo el nombre de algunos de

sus actores. Así, los acuerdos zonales de mercado, la asignación de cuotas de producto, el

control de las compras disfrazada mediante resoluciones de control de calidad o seguridad,

la fijación de precios arbitrarios al usuario final, el subsidio cruzado etc., siguen siendo la

regla. La lucha permanente y solapada entre grupos (que no obstante se sentaban a la

misma mesa de concertación), ha sido reemplazada por una estrategia más abierta y

agresiva de conquista de puntos de mercado, a la par que una presión manifiesta por

mantener precios más altos en planta y al usuario que los que la demanda puede absorber,

en un afán por mostrar resultados positivos de penetración y rentabilidad de acuerdo a las

expectativas de directorios y accionistas. Dos objetivos aparentemente difíciles de alcanzar,

en especial para algunos nuevos entrantes.

82

Cuando se definió el diseño del marco regulatorio del gas natural y la electricidad

se contemplaba incluir al GLP. Sin embargo, pudo más la influencia del lobby ante la

menor importancia estratégica y/o conocimiento empírico de esa actividad, que la decisión

de los que impulsaban su regulación económica con el mismo marco conceptual del gas

natural. Se perdió así una gran oportunidad de establecer reglas muy claras, como el

desdoblamiento de las actividades entre producción, transporte, fraccionamiento y

distribución, el acceso a terceros y las normas de compra eficiente de insumos y traslado a

tarifa por servicios, que hubiesen impedido varios de los problemas que hoy se presentan,

como la integración vertical impracticable de revertir y un comportamiento muy errático de

toda la actividad.

Es indudable que se va camino a una mayor concentración del negocio, y también

obvio que la empresa que produce más del 54% del GLP y controla las ventas de un 70%

del mismo no va a resignarse a sólo el 20 o 21% del GLP envasado y a granel. Es fácil

imaginar que usará su poder dominante -como oferente de GLP- para aumentar los precios

del producto o cortar la cuota (anterior) de entrega allí donde más le conviene a cada

plantero, si se trata de un competidor díscolo o practica artes de defensa de mercado, que

contiene una amplia gama de métodos para bajar los precios en planta de fraccionamiento o

al distribuidor y así recapturar momentáneamente mercado.

Por otra parte, los verdaderos dueños del mercado a nivel del usuario final no son

los planteros sino quien distribuye el GLP envasado. Esta etapa del negocio es la menos

clara, la más conflictiva, la que ha probado ser más resiliente en su accionar, difícil de

controlar y que suele echar por tierra los planes y programas de fijación de precios y niveles

físicos de venta de los más empinados ejecutivos de la industria, apenas la demanda

muestra signos de decaimiento. Esto determina que los actuales precios de lista sean, en la

mayoría del tiempo, nada más que intenciones, que se cumplen en los lugares donde la

competencia es menos efectiva. Existen más de 200 distribuidores independientes o que

varían con facilidad su fuente de aprovisionamiento, y más de 2.500 puntos fijos de venta

(almacenes, ramos generales, verdulerías y hasta estaciones de servicio) para la venta de

gas envasado, en todo el territorio nacional, sin contar los distribuidores exclusivos, lo que

hace sumamente difícil, engorroso y poco transparente el control de precios y asegurar

83

calidad uniforme del servicio y del producto, para no entrar en los problemas de seguridad

(mantenimiento de envases).

Frente a este panorama tan complejo, lo que se puede hacer para prevenir el

fenómeno de discriminación de precios, especialmente en algunas zonas del país y en

lugares donde predomina la población más pobre, es de nuevo:

(1) Exigir una información continua, accesible y veraz de los precios de GLP

en diferentes puntos de entrega en el país, por origen del mismo distinguiendo

entre GLP provenientes de plantas de tratamiento, refinerías y petroquímicas,

ya que sus calidades comerciales difieren y su composición puede ser más o

menos variable.

(2) Publicar estadísticas de precios de exportación simultáneas por país de

destino, por producto o mezclas, así como otras especificaciones de calidad

para que sirvan de comparadores. Como mínimo la información debe ser

mensual y fácilmente accesible.

(3) Investigar la política de fijación de cuotas a Cámaras y grupos de planteros

según su agremiación y correlación con mercado aparente (la participación que

dicen tener) y el real, así como restricciones de entrega en ciertos puntos de

oferta u obligación de cargar en más de un punto, en zonas alejadas.

(4) Reglamentar el derecho de acceso de terceros de las terminales de

depósitos de GLP, hoy en manos de unas pocas empresas, hasta un 35% de su

capacidad para facilitar la reimportación de GLP exportado a países vecinos.

(5) Establecer la cláusula de NMF para los compradores nacionales de GLP

cuando estos comprueben que el mismo proveedor ha concertado operaciones

de exportación por volúmenes, cantidades y calidades equivalentes a un precio

menor que el cargado al cliente nacional. La regla busca prevenir la práctica de

la discriminación de precios, que no sería otra cosa que aceptar la existencia de

subsidios cruzados desde el usuario nacional a un extranjero.

84

(6) Trata de desarrollar un mercado del spot para el butano, el propano y otros

subproductos del tratamiento del gas húmedo, en vistas a la gran expansión de

capacidad que se producirá este año y los siguientes, y el exceso de oferta sobre

la demanda interna. Para esto se requiere una serie de medidas

complementarias.

(7) Establecer como política de mediano plazo el criterio de medir la

concentración de las ventas y otros indicadores de fijación razonables de los

precios en las distintas etapas del negocio. Un patrón razonable de

comparabilidad regional de precios es no superar los que Chile y Uruguay

muestran a nivel de usuarios, sirviendo estos como “precios comparadores”

(Benchmark).

(8) Disolver la comisión mixta regulatoria del GLP por no cumplir con los

objetivos de su creación, y declarar ilegal toda contribución “voluntaria” de las

empresas fraccionadoras a favor de una Cámara para administrar un Fondo de

Contralor destinado a financiar un plan nacional de control de las actividades

del GLP por ser atentatorio contra la libertad de competencia.

85

ANEXO

Cuadro 1.a Precios promedios de compra gas natural (MLPGN)

En $ millón de BTU, sin impuestos - Año 1994

Meses Cuencas Precios promedios Neuquina Nor-oeste Austral por cuencas Enero 0,9652 0,9278 0,9581 0,9609 Febrero 1,0140 0,9284 0,9612 0,9806 Marzo 1,0121 0,9284 0,9627 0,9804 Abril 1,0222 0,9331 0,9625 0,9925 Mayo 1,1554 1,0458 0,9662 1,0882 Junio 1,1554 1,0487 0,9662 1,0895 Julio 1,1581 1,0562 0,9662 1,0957 Agosto 1,1571 1,0594 0,9663 1,0944 Septiembre 1,1556 1,0590 0,9662 1,0920 Octubre 1,1266 1,0108 0,9627 1,0670 Noviembre 1,1254 1,0075 0,9627 1,0654 Diciembre 1,1222 1,0028 0,9627 1,0603 Media Anual 1,0974 1,0007 0,9636 1,0472

Fuente: Gas & Gas, Año 1, Nº6, Junio 1995. Sección G: Precios, Tarifas (sin impuestos).

Cuadro 1.b

Año 1995-1996

Meses Cuencas Neuquina Nor-oeste Austral 1995 1996 1995 1996 1995 1996 Enero 1,211 1,265 1,147 1,195 0,961 0,962 Febrero 1,213 1,267 1,147 1,195 0,961 0,963 Marzo 1,213 1,268 1,147 1,195 0,961 0,963 Abril 1,217 1,270 1,148 1,196 0,961 0,963 Mayo 1,292 1,380 1,195 1,249 0,969 0,971 Junio 1,288 1,382 1,195 1,249 0,969 0,972 Julio 1,290 1,384 1,195 1,249 0,969 0,974 Agosto 1,289 1,382 1,195 1,249 0,969 0,974 Septiembre 1,289 1,381 1,195 1,249 0,969 0,974 Octubre 1,234 1,284 1,134 1,196 0,961 0,974 Noviembre 1,229 1,283 1,132 1,196 0,961 0,963 Diciembre 1,228 1,283 1,130 1,195 0,961 0,963 Media por Cuenca 1,249 1,319 1,163 1,218 0,964 0,967

Fuente: Gas & Gas. Sección G1: Precios, Tarifas e Impuestos. Año3, Nº 7, Abril 1997.

Mayo-Septiembre: Período otoño-invierno. Temporada de alta demanda.

86

Cuadro 2.a Gas Natural precios de referencia por cuenca

Octubre 1995 a Septiembre de 1997 -en $ por m3 -

Cuenca Oct.95/Abril 96 Mayo-Septiembre Octubre 96/Abril 97 Mayo-Septiembre 1996 1997 Neuquina 0,0447 0,0502 0,0461 0,0507 Nor-oeste 0,0417 0,0458 0,0438 0,0452 Austral 0,0347 0,0351 0,0352 0,0355

Fuente: Res. ENARGAS 207/95, 329/96, 395/96 y 455/97

Cuadro 2.b Gas Natural: Precios Promedios de cuenca

Octubre de 1995 a Septiembre de 1997 -en $ por m3-

Cuenca Octubre 95/Abril 96 Mayo-Septiembre Octubre 96/Abril 97 Mayo - Septiembre 1996 1997 Neuqina 0,0457 0,0508 0,0467 0,0514 Nor-Oeste 0,0429 0,0461 0,0440 0,0457 Austral 0,0354 0,0356 0,0354 0,0359

Fuente: Res. ENARGAS 207/95, 329/96, 395/96 y 455/97.

Cuadro 3.a Gas Natural: Precios de Referencia por Cuenca

Octubre de 1995 a Septiembre de 1996 -en us$ MMBTU-

Cuenca Octubre 95/Abril 96 Mayo-Septiembre Octubre 96/Abril 97 Mayo-Septiembre 1996 1997 Neuquina 1,2112 1,3602 1,2491 1,3737 Nor-oeste 1,1299 1,2409 1,1868 1,2247 Austral 0,9402 0,9510 0,9538 0,9619

Fuente: Cuadro anterior 2a; Conversión: 27,096 m3 = 1 MMBTU; $ 1 = us$ 1

Cuadro 3 b Gas Natural: Precios Promedios de Cuenca

Octubre de 1995 a Septiembre de 1997 -en us$ MMBTU-

Cuenca Octubre 95/Abril 96 Mayo-Septiembre Octubre 96/Abril 97 Mayo-Septiembre 1996 1997 Neuquina 1,2383 1,3765 1,2654 1,3927 Nor-oeste 1,1624 1,2491 1,1922 1,2383 Austral 0,9592 0,9646 0,9592 0,9727

Fuente: Cuadro Anterior Nº 2 b; Conversiones: idem Nº 3 a.

Cuadro 4.a

Importaciones de Gas Natural desde Bolivia -Enero a Diciembre de 1996-

Concepto Unidad Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. de Medida

Volumen Miles m3 165419 144564 155060 151100 193600 201200 22110 179708 198650

Valor Miles u$s 7223,0 6555,0 7056,0 6846,0 8968,0 9331,8 10132,4 7750,0 8582,0

Precio Dam3 43,665 45,343 45,505 45,308 46,322 46,381 45,827 43,126 43,202

PRECIO usMBTU 1,183 1,228 1,233 1,228 1,255 1,257 1,242 1,169 1,171

Fuente: Importación de Crudos y subproductos; Secretaría de Energía y Puertos; Subsecretaría de Combustibles.

Notas: 1 Dam3 es igual a 1000 m3; 1 MMBTU = 27,096 m3 de gas natural. Precios redondeados a 3 decimales.

88

Cuadro 4b

Importaciones de Gas Natural desde Bolivia Enero a Marzo de 1997 y comparaciones trimestrales con 1996

Concepto Unidad Enero Febrero Marzo I Trimestre I Trimestre de Medida Totales Año 1996 Volumen Miles m3 163104 38865 168291 370260 465043 Valor Miles us$ 7434,0 1790,0 7801,2 17025,2 20,834,0 Precio us$ Dam3 45,578 46,057 46,355 45,982 44,800 PRECIOS us$ MMBTU 1,235 1,248 1,256 1,246 1,214

Fuente: Id. cuadro anterior para volumen y valor. Precios calculados por IERAL.

Cuadro Nº5 Inversiones en el Gasoducto Bolivia - Brasil

Monto de Contratos con constructores y proveedores Contratos Empresas Montos (US) Miles Construcción y montaje tramo Boliviano Brown & R. Murphy/Pet. Boliv. 89.653,2 Const. y montaje tramo 3 y 4 Camargo Correa/Brown &R.M. 108.990,1 Const. y montaje 5, 6 y 7 Techint Ing/Techint Int 121.597,7 Const. y montaje 8 Coest Const. 23.425,3 Proveed. Estación Compresión Sunkyong/Marubeni Cemsa 24.610,3 Proveed. Estación Compresión Sunkyong/Marubeni Cemsa 46.885,0 Campo Grande (MS) y Penápolis (SP) - Provisión Tubos lado boliviano Confab/Marubeni 151.998,5 - Provisión de Tubos lado brasileño Confab/Marubeni 476.547,0 - Provisión de válvulas lado boliviano Nuovo Pignone 2.151,5 - Provisión de válvulas lado brasileño Nuovo Pignone 7.498,0 Total 1.053.806,6

Fuente: Yolanda Stein: Gazeta Mercantil Lat. Julio 1997.

89

Cuadro 6 Participaciones relativas en la producción de gas natural por operador

-Abril 1996 a Marzo 1997-

1996 Empresas Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sept. Oct. Nov. Dic. YPF SA 30,82 36,60 40,63 40,64 35,40 36,54 28,42 30,70 34,09 Total Austral SA 21,08 18,33 16,55 16,26 17,57 17,27 19,98 19,85 18,10 Perez Companc SA 10,64 10,16 9,41 9,47 9,89 9,31 10,42 10,30 8,87 Pluspetrol SA 7,47 7,24 6,42 6,69 8,04 7,59 8,43 8,21 7,86 Bridas SAPIC 8,04 7,20 6,06 5,84 6,65 6,39 7,55 6,79 7,17 Tecpetrol 5,39 4,45 4,44 4,26 4,23 4,34 5,06 4,73 4,87 Petrolera Santa Fe 2,83 2,79 3,94 4,05 4,06 4,24 4,42 4,06 3,46 CAPSA-CAPEX 3,05 2,78 2,52 2,44 2,86 2,71 2,90 3,09 3,02 Quintana Expl.Arg. 2,68 2,57 2,70 2,82 3,04 3,12 3,61 3,26 3,85 Pet. Perez Companc 1,14 1,60 1,51 1,52 1,56 1,66 1,43 1,07 0,99 Amoco Arg. Oil Co. 1,24 1,10 0,94 0,86 0,98 0,95 1,17 1,21 1,20 Pet. San Jorge 1,20 1,01 0,96 1,11 1,25 1,21 1,33 1,34 1,29 Sipetrol SA 0,68 0,57 0,59 0,80 0,81 0,79 0,93 0,97 1,17 Mexpetrol 0,63 0,57 0,53 0,54 0,56 0,57 0,67 0,72 0,70 GLACCO SA 0,54 0,56 0,50 0,47 0,51 0,51 0,62 0,61 0,52 Pet. Comodoro Rivadavia 0,53 0,49 0,42 0,41 0,51 0,58 0,61 0,60 0,57 Roch SA 0,44 0,48 0,42 0,42 0,55 0,50 0,50 0,43 0,38 Chauvco Resources SA 0,34 0,37 0,31 0,28 0,31 0,29 0,36 0,39 0,32 Astra CAPSA 0,37 0,33 0,28 0,28 0,30 0,30 0,35 0,35 0,33 Vintage Oil Inc. 0,31 0,25 0,26 0,27 0,29 0,40 0,24 0,24 0,24 Pet. Sud-Necon-UTE 0,25 0,24 0,28 0,31 0,34 0,32 0,36 0,34 0,34 CADIPSA 0,11 0,10 0,08 0,09 0,10 0,09 0,10 0,10 0,10 Norcen Arg. SA 0,07 0,06 0,04 0,04 0,05 0,04 0,06 0,06 0,06 Tecniagua SA 0,04 0,04 0,05 0,04 0,04 0,05 0,03 0,04 0,02 AEC Arg. SA 0,05 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,05 0,02 0,04 EPP Petróleos SA 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Home Oil Int. 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,02 TECSA SA # # # # # # # # # Chañares Herrados # # # # # # # # # AJAX # # # # # # # # # Edivial SA # # # # # # # # - CGC SA # # # # # 0,13 0,33 0,36 0,33 Gas Medanito Hidenasa - - - - - - 0,08 0,07 0,05 Colhue Huapi - - - - - - - - - Cordex Pet. Arg. - - - - - - - - 0,01 Dow Wong Corp. - - - - - - - - 0,01 Miles m3/día 86.101 96.889 109.911 110.902 101.736 105.776 89.970 90.976 93.486

Nota: #: prácticamente nulos (menores a 0,01)

Fuente: IAPG.

90

Cuadro 7 Concentración de la oferta de g as en boca de pozo

-últimos 12 meses, en %- Cuenca Productor Neuquina Austral Norte Total YPF 65,15 46,84 75,10 61,93

CNPC 9,11 5,39 0,00 6,66

Santa Fe Energy 7,23 0,00 0,00 4,26

Bridas/Astra 7,09 0,00 0,00 4,17

Bridas 0,00 17,21 0,00 4,13

Tecpetrol 2,41 0,00 14,10 4,13

Quintana 0,00 11,75 0,00 2,82

FV 0,00 9,57 0,00 2,30

Pluspetrol 1,36 0,00 5,92 1,94

CNPC/Chauvco 2,41 0,00 0,00 1,42

Total - Bridas 1,77 0,00 0,00 1,04

Tecpetrol - Ampol 0,00 0,00 4,88 0,94

Chauvco 1,44 0,00 0,00 0,84

PCR 1,33 0,00 0,00 0,78

GLACCO 0,00 2,96 0,00 0,71

OEA 0,00 2,57 0,00 0,62

Roch 0,00 2,25 0,00 0,51

CNPC/Astra 0,00 1,47 0,00 0,35

Astra 0,34 0,00 0,00 0,20

Gas Medanito 0,24 0,00 0,00 0,14

UTE Petr. Sud. 0,13 0,00 0,00 0,08

Total 100,00 100,00 100,00 100,00

Indice de

Herfindahl-Hirshman 4.451 2.771 5.898 3.973

Fuente: ENARGAS; abril ‘95-marzo ’96.

91

Cuadro N°8 Argentina

Volumen y Valores de Exportación de GLP -Enero de 1996 a Abril de 1997-

Meses Volumen en Valores Precio Medio Toneladas US$ us$/Ton.

Año 1996

Enero 81.404 13.020.306| 159,95

Febrero 44.450 7.958.193 179,04

Marzo 41.713 7.423.245 177,96

Abril 56.733 7.515.643 132,47

Mayo 36.926 6.331.305 171,46

Junio 36.781 6.649.388 180,78

Julio 35.515 6.516.280 183,48

Agosto 52.788 10.246.290 194,10

Septiembre 40.413 9.677.848 214,73

Octubre 75.876 17.183.068 226,46

Noviembre 34.098 9.356.739 274,40

Diciembre 56.166 14.772.458 263,01

Totales 1996 592.862 115.650.763 195,07

Año 1997

Enero 55.286 13.980.700 252,88

Febrero 47.036 10.009.000 212,79

Marzo 31.338 6.425.300 205,30

Abril 32.348 6.421,500 198,51

Mayo 23.549 4.193.400 178,07

Subtotal 5 meses 189.557 41.029.900 216,45

Fuente: Boletín de Combustibles. Secretaría de Energía

92

Cuadro N°9 Participación de países importadores de GLP

-Año 1996- Países Volumen Participación Relativa Area Ton % Mercosur + Chile

Brasil 264.275 44,2

Chile 167.281 27,9

Paraguay 82.878 13,9

Uruguay 57.301 9,6 95,6

Suiza 8.890 1,5

Grecia 6.644 1,1

Otros 10.437 1,7

597.706 99,9

Nota: Por diferencias en las fuentes de información, el volumen exportado con discriminación mensual no coincide con el de las participaciones por países.

Fuente: IAPG.

Cuadro N° 10.a Precios de Butano y Propano por lugar de Despacho

Fraccionadores Mayoristas us$ por tonelada

-Enero 1997-

Boca de Expendio o Carga Precios de Lista* Relación Diferenciales (P-B)

Empresa Provincia Butano Propano B/P Absoluto Relativo us$ %

General Belgrano -YPF Bs.As. 267 285 0,937 18 6,74

La Plata - YPF. Bs.As. 254 285 0,891 31 12,20

Puerto Galván-YPF Bs.As. 212 225 0,942 13 6,13

Complejo San Lorenzo, S. Fe 290 300 0,967 10 3,44

Montecristo - YPF; Cba. 287 295 0,973 8 2,78

Luján de Cuyo - YPF, Mza 281 291 0,966 10 3,56

Loma de la Lata-YPF; Nq. 224 240 0,933 16 7,14

Galván - (TGS) - Bs.As. 202 202 1,000 0 0

Centenario, Plusp., Nq 208 221 0,941 13 6,25

Caleta Olivia-Camuzzi, Sta. Cruz 185 -.- -.- -.- -.-

Precios de lista nominales, sin descuentos por cantidad o modalidades de financiamiento.

93

Cuadro N° 10.b

Precios de Butano y Propano por lugar de despac ho a fraccionadores mayoristas de GLP

us$ por toneladas; junio - agosto de 1997

Boca de Expendio Empresa Provincia Precios de lista Relación Diferenciales de Precios o Carga Butano Propano B/P Absoluto Relativo(%)

Gral Belgrano YPF Bs.As 291 310 0,938 19 6,5 La Plata YPF Bs.As. 276 -.- -.- -.- -.- Puerto Galván YPF Bs.As. 231 245 0,943 14 6,1 Complejo San Lzo YPF Sta.Fe 290 300 0,967 10 3,5 Montecristo YPF Cba 287 295 0,973 8 2,8 Loma de la Lata YPF Nqn. 224 240 0,933 16 7,1 Galván TGS Bs.As. 240 240 1.000 0 0

Precios de lista nominales, sin descuentos por cantidad o modalidad de financiamiento.

Cuadro N° 11

Gas Licuado de Petróleo (GLP) Distribución de las ventas por empresas e índices de concentración

Año 1996

Empresas N° Orden Volumen Participación Indices Toneladas Relativas% de Concentración

I4 I8 I12

YPF SA 1° 1.007.813 54,00 Refinor SA 2° 242.847 13,01 TGS SA 3° 178.954 9,59 ESSO SAPA 4° 101.982 5,46 82,06 SHELL SA 5° 70.204 3,76 BRIDAS SA 6° 59.134 3,17 PASA SA 7° 54.214 2,91 EG3 SA 8° 40.596 2.18 94,08 Pluspetrol SA 9° 25.144 1,35 P.B.B. SA 10° 19.886 1,07 Chauvco Res. SA 11° 19.469 1,04 Pérez Companc SA 12° 18.861 1,01 98,55 Petrol. Pérez Comp. 13° 14.420 078 Petroquímica Cuyo 14° 7.270 0,39 Camuzzi SA 15° 3.034 0,16 Carboclor IQ* 16° 1.885 0,10 Petrosud Necon SA 17° 509 0,02 1.866.222 100,00 IHH = 3.358 ptos

Participaciones e índices: Estimación propia.

*Nota: A partir de Junio de 1996 informa que dejó de vender gas licuado al mercado.

Fuente: Dirección Nacional de Combustibles, para las Ventas.

94

Cuadro N° 12.a Precios internos al consumidor: GLP

Comparación por países de LA -Octubre de 1996-

País Moneda Paridad Fuel-oil GLP

Mon.Nac./us$ us$ gallón precio por Kg.

Argentina Pesos 1,00 0,55 1,15

Barbados Barb. Dollar 2,01 0,66 1,03

Bolivia Boliviano 5,14 0,95 0,26

Brasil Real 1,03 0,70 0,59

Colombia Peso Colomb. 1005,83 0,31 0,32

Chile Peso Ch 420,64 0,67 0,72

México Peso Mex 8,05 0,41 0,28

Paraguay Guaraní 2110,0 0,66 0,62

Perú Nuevo Sol 2,57 0,53 0,46

Trinidad y Tob Trin. U$s 6,04 0,53 0,37

Uruguay Peso Urug. 8,44 0,59 0,75

Venezuela Bolivar 471,13 0,03 0,14

Fuente: OLADE/CE: Sistema de Información Económica Energética (SIEE)

Cuadro N° 12.b Clasificación de países por el precio del GLP*

Al público -por kilo-

Muy bajos Medianos Medio alto Muy altos

Venezuela 0,14 Perú 0,46 Paraguay 0,62 Argentina 1,15

Bolivia 0,26 Brasil 0,59 Chile 0,72 Barbados 1,03

México 0,28 Uruguay 0,75

Colombia 0,37

Trin. & Tob. 0,37

* a Octubre 1996.

Fuente: En base a Olade. Cuadro anterior