Antitrust en el mercado de gas natural

Antitrust en el mercado de gas natural
Nora Balzarotti
Texto de Discusión N° 10
ISBN 987-519-050-0
(Octubre 1999)
CEER
Centro de Estudios Económicos de la Regulación
Instituto de Economía, Universidad Argentina de la Empresa
Chile 1142, 1° piso
(1098) Buenos Aires, Argentina
Teléfono: 54-11-43797693
Fax: 54-11-43797588
E-mail: ceer@uade.edu.ar
2
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El Centro de Estudios de Economía de la Regulación (CEER), es una organización dedicada al
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Investigadores: Lic. Gustavo Ferro, Lic. Martín Rossi.
Ayudante de Investigación: Lic. Christian Ruzzier.
3
CEER Serie de Textos de Discusión
Antitrust en el mercado de gas natural
Nora Balzarotti
Texto de Discusión N° 10
Octubre 1999
JEL N°: L4
Resumen: De este trabajo se pretenden obtener algunas conclusiones básicas en materia de política de competencia
en sectores regulados, que sienten las bases para nuevas investigaciones referidas a este tema, aplicadas tanto al
sector gasífero como a otros servicios públicos. En principio, se concluye que:
1) La política de competencia debe ser neutral al sector en la que se aplica. Si bien cada sector presenta
características propias, lo que define la política de competencia a aplicar no es tanto las especificidades del sector
aludido, sino el objetivo que prima para su aplicación: la eficiencia económica
2) De ser así, el tratamiento por sector de la defensa de la competencia debe tener una óptica operativa, que sirva
para sentar las bases de posibles casos antitrust futuros: por ejemplo, determinar metodologías para la determinación
del mercado relevante a nivel de producto y geográfico. El recomendable tratamiento caso por caso en los problemas
antitrust echa por tierra la posibilidad de definir conductas anticompetitivas ex ante, estrictamente en el marco de
sectores o coyunturas particulares.
3) El caso argentino de regulación del sector gasífero incorpora múltiples elementos deseables desde la óptica
antitrust, aunque no han sido contemplados plenamente los efectos sobre la inversión de la obligación de
desintegración vertical en un contexto de acceso abierto.
4) La delimitación de jurisdicciones entre ente y agencia antitrust se juzga conveniente, en tanto promueve que la
regulación la lleve a cabo el regulador, y el juicio sobre promoción de la eficiencia de las conductas lo lleve a cabo la
agencia especializada.
Abstract: This paper lets us conclude about some basic principles of competition policy applied to regulated
sectors, what has also given place to the delineation of new areas of future research. The general principles discussed
here are illustrated by applying them to the gas industry. The main conclusions are:
1) Competition policy should be neutral to the sector which it is being applied on. Although each sector of economic
activity has its own characteristics, what defines antitrust rules is the objetive they must achieve, economic
efficiency, aside from specific attributes of the sector considered.
2) Therefore, the sectoral treatment of competition policy should only deal with operative matters, and in this way,
set the methodological foundations for future antitrust cases. The case by case approach to antitrust problems, which
is always commendable, is also against the idea of determinig ex ante definitions of anticompetitive practices by
sector.
3) The Argentine experience in regulating the gas sector includes several positive elements from the competition
policy perspective.
4) Moreover, the new (and also the previous) delimitation of jurisdiction between the regulatory and antitrust agency
is good as far as it encourages regulation to be carried out by regulators, and competition policy to be applied by the
specialized organization (the antitrust agency)
Pertenencia
profesional
del
autor:
Investigadora
Instituto
nbalzarotti@uade.edu.ar
CEER
Centro de Estudios Económicos de la Regulación
Instituto de Economía, Universidad Argentina de la Empresa
Chile 1142, 1° piso
(1098) Buenos Aires, Argentina
Teléfono: 54-11-43797693
Fax: 54-11-43797588
E-mail: ceer@uade.edu.ar
de
Economía
UADE,
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ANTITRUST EN EL MERCADO DEL GAS NATURAL
-Versión Preliminar para ComentariosNora Balzarotti
Contenidos
I-INTRODUCCION
II-ANTITRUST Y REGULACION
III-LAS VENTAJAS DE LA INTEGRACION VERTICAL: ¿QUÉ SE PIERDE CON LA
DESINTEGRACION DE LA INDUSTRIA?
IV-EL CASO ARGENTINO. ALGUNAS CONSIDERACIONES DESCRIPTIVAS.
V-SINTESIS Y DELINEACION DE AREAS FUTURAS DE ESTUDIO
5
ANTITRUST EN EL MERCADO DE GAS –Versión preliminar para comentariosNora Balzarotti
Este estudio se referirá a
◊ los problemas antitrust que surgen en un mercado en el que coexisten etapas reguladas y
competitivas,
◊ los problemas antitrust a los que da lugar la regulación en general en el sector gasífero,
◊ las áreas “sensibles” desde una perspectiva antitrust, dada la regulación del sector gasífero en
la Argentina1
I. INTRODUCCION
Descripción general
Se denominan hidrocarburos gaseosos al gas natural y a los productos cuya extracción está
directamente asociada al mismo. Tales hidrocarburos pueden obtenerse directamente de los
yacimientos o como coproductos, en las destilerías de petróleo o plantas petroquímicas.
El denominado gas natural está compuesto por una mezcla de metano y etano. Se consume en
estado gaseoso, generalmente distribuido a través de grandes redes, o en estado líquido, bajo la
forma de gas natural licuado “GNL” (almacenándose a temperaturas muy bajas y presión
atmosférica), o como gas natural comprimido “GNC” (almacenado a alta presión)2. Este trabajo
se referirá exclusivamente al gas natural en estado gaseoso, que se distribuye por grandes redes.
El gas natural se ha convertido en los últimos años, en una fuente de energía de creciente
importancia, por ser un combustible más limpio y más abundante que el petróleo. El consumo
mundial de gas natural entre los años 80 y los 90 se ha incrementado a una tasa superior al 3%
anual. La participación del gas natural en el consumo energético mundial evolucionó desde un
17% en 1980 hasta 23% en 1995, aunque en la Argentina la participación del gas supera
actualmente el 45%, ubicándo a este país entre los de mayor consumo gasífero en relación a su
consumo total de energía.
A nivel internacional, el 40% de la demanda de gas proviene de la industria, alrededor del 25% se
destina al consumo residencial y otra proporción similar, a generación eléctrica. Tanto a nivel
internacional como en la Argentina, gran parte del crecimiento de la demanda surge de la
1
Este estudio no se referirá al tema regulatorio, ni desde una óptica descriptiva ni en el sentido de juzgar las
cualidades y defectos de las regulaciones en la Argentina. Tampoco se ocupará del problema de los “stranded costs”,
ni del servicio universal, ni de los problemas antitrust en el mercado de producción de gas, que se juzga susceptible
de ser competitivo, excepto que emanen específicamente de la regulación o de la relación con una etapa downstream
monopólica. Tampoco se evaluará el impacto ecológico de las regulaciones en el sector, ni sus efectos sobre el nivel
de reservas. No se considerarán los efectos de la regulación sobre la inversión en el sector, aunque de estos
incentivos emanen problemas competitivos (ejemplo, incentivos a invertir en los gasoductos, bajo un esquema
regulatorio que prevé el acceso abierto)
2
El gas licuado de petróleo (GLP) es el nombre industrial del propano y de los butanos puros o mezclados. La
gasolina es una mezcla de hidrocarburos de C5 (carbono 5) a C7; se separa del gas natural en las plantas de
acondicionamiento para transporte, o bien en las plantas extractoras de GLP.
6
generación de energía eléctrica3. Esto es así pues el cambio tecnológico unido a la reducción del
precio del gas natural en relación al de otros combustibles, ha hecho económicamente posible la
generación de electricidad en plantas mucho más reducidas, lo que ha tornado más competitivo al
mercado de generación de electricidad. Se estima que hacia el año 2030, las centrales térmicas
explicarán el 30% de la demanda total de gas.
Etapas en la producción de gas natural
La oferta en el mercado de gas se integra con las etapas de producción, transporte y distribución,
y se pueden distinguir mercados “mayoristas” y “minoristas”4.
Producción:
El gas natural se extrae de “pozos” de gas, exclusivamente o de manera conjunta con el petróleo.
En el lugar de producción el gas se recoge con caños de escaso diámetro hasta las plantas que,
generalmente ubicadas en las cercanías del pozo, lo separan del petróleo (si es el caso), de otros
gases más pesados y del vapor de agua. Posteriormente, se le eliminan algunos hidrocarburos
pesados como el etano, propano y butano, y otros gases e impurezas5. Luego de estos procesos, se
obtiene el denominado “gas natural seco”.
En esta etapa, pueden existir actividades complementarias a la extracción, tales como la
compresión, que tiene lugar cuando el gas hallado en el yacimiento carece de la presión necesaria
para su inyección en el gasoducto, en cuyo caso se requiere la instalación de una planta
compresora.
La producción no presenta características de monopolio natural. En este sentido, se esgrimen los
siguientes argumentos técnicos:
1. los costos marginales de esta actividad son crecientes porque los campos más accesibles se
explotan primero.
2. la escala mínima de las plataformas para la extracción de gas no es grande en relación al
tamaño de los mercados que se abastecen.
Varios estudios empíricos avalan la afirmación sobre las características competitivas de esta
etapa productiva. Por ejemplo, en los Estados Unidos, en el caso Phillips Petroleum Company v.
Wisconsin et al., 342 US 672 (1954), se demostró que la concentración de la producción de gas,
3
Este proceso es notorio en Norteamérica y Europa: hacia principios de los 90 la Comunidad Europea eliminó la
prohibición de uso de gas para la generación eléctrica, promoviendo intensamente su utilización. En consecuencia,
algunos marcos regulatorios nacionales estimulan la generación por gas; tal el caso del Reino Unido.
4
Tradicionalmente, se entiende que el mercado mayorista incluye el transporte, la compra de gas para reventa, y la
venta de gas a usuarios finales grandes (por “grandes usuarios finales” se hace referencia a las firmas que insumen
gas como combustible, tal el caso de los generadores de electricidad, la industria petroquímica, etc.). También
incorpora la figura del “comercializador” (en inglés, broker o marketer). El mercado minorista incluye la venta por
las distribuidoras a los usuarios finales. Esta clasificación es susceptible de algunas modificaciones, sin que por ello
cambien en modo alguno las conclusiones aquí presentadas.
5
La separación primaria de otros hidrocarburos gaseosos también puede llevarse a cabo mientras se transporta.
7
hasta ese momento desregulada, era menor que la concentración promedio de la industria
manufacturera6.
En la Argentina, esta etapa no está regulada (como tampoco los procesos de captación y
tratamiento del gas), y se rige por la Ley de Hidrocarburos (ley 17.319), sus modificaciones y los
decretos referidos al tema.
Transporte y distribución:
Desde el lugar de producción, el gas natural entra a la red de transporte de alta presión7, y luego a
los gasoductos de distribución regional, donde la presión se reduce. Dentro del transporte,
además, se incluye la captación (transporte del gas desde el pozo hasta el caño troncal) y el
acondicionamiento (si se deben eliminar componentes corrosivos y no comercializables).
Tanto la transporte como algunos tramos de distribución tienen características de monopolio
natural, independientemente de su alcance regional8. Esto es así pues
a) la inversión requerida para instalar un gasoducto es de gran magnitud, y configura un costo
hundido para el transportista, por lo que se puede interpretar como una significativa barrera a
la entrada a este mercado.
b) las características de la tecnología disponible dan lugar a la existencia de economías de
escala, que tornan ineficiente la competencia entre transportistas proveyendo las mismas
áreas. Las economías de escala surgen porque el costo del gasoducto es relativamente
proporcional al diámetro del caño y a la máxima presión operativa, mientras que la capacidad
de transporte de un caño es proporcional al cuadrado de su diámetro. No obstante,
! existen máximos técnicos para los diámetros tolerables por los gasoductos, por lo que es
de esperar que el aumento en el tamaño de los mercados permita la entrada a nuevos
oferentes del servicio de transporte.
! algunas líneas de transporte pueden abastecer zonas geográficamente cercanas, por lo que
sería posible que algunas áreas fueran provistas eficientemente por más de una línea.
c) Adicionalmente, la existencia de un único gasoducto al que inyectan gas múltiples
productores da lugar a una externalidad de red: la reducción del riesgo de que se “corte” la
inyección por caída de algún/algunos productor/es (y la reducción del riesgo de depender,
exclusivamente, del gas almacenado). Esta externalidad se presenta más claramente en los
sistemas que -a diferencia del argentino- se interconectan, dando lugar a la potencial
provisión de un mismo demandante, con diferentes oferentes.
d) Por último, el gasoducto compite con ventaja respecto de otros medios de transporte debido al
espacio que ocupa el gas: a temperatura ambiente y con presión atmosférica normal, la
energía contenida en un metro cúbico gas se almacena en 1 litro de nafta.
6
Anecdóticamente, este juicio culminó con la orden de la corte de regular los precios del gas en boca de pozo
La presión a la que se transporta el gas requiere caños sin costura.
8
Ya en 1935 la Federal Trade Commission (FTC) investigó prácticas de los gasoductos interestaduales y determinó
que tenían características de monopolio natural, por lo que estableció que la regulación federal debía limitar el poder
monopólico que surgía de la estructura del sector. En aquel momento se optó por regular el transporte interestadual y
la venta para reventa de gas. Si bien el Congreso estadounidense no admitió la regulación de la producción, como
resultado de algunos casos judiciales se terminó regulando todas las etapas, desde la producción hasta la venta al
usuario final.
7
8
Muchas de estas cualidades también están presentes en las redes de distribución regionales o
locales. Sin embargo, existen chances de morigerar el poder monopólico de los transportistas,
pero especialmente de los distribuidores, con la aparición del bypass comercial y/o físico. El
bypass físico existe cuando el usuario construye a su costo un ramal de alimentación para
conectarse directamente al sistema de transporte, sorteando la distribución, y pagando el costo del
gas y la tarifa del transporte. El bypass comercial existe cuando el usuario pacta con el productor
el precio del gas, y luego abona la tarifa de transporte y de distribución por separado.
El único costo variable en el transporte del gas natural es el de las estaciones compresoras, que se
instalan para superar las pérdidas de presión que va experimentando el gas transportado, por
fricción y gravedad, o para incrementar el flujo transportado aumentando la presión. Los
compresores generalmente funcionan con el mismo gas natural que obtienen del gasoducto, por
lo que el costo del transporte de gas es altamente sensible al mismo precio del gas (o de los
combustibles utilizados)9. Los costos de producción variables son más bajos cuando se produce
(e inyecta al gasoducto) a una tasa constante.
En la Argentina, el diseño de la red de gasoductos tiende a converger hacia los centros de
demanda, por lo que se dirigen –grosso modo- a Buenos aires, sin prácticamente existir nodos de
intercambio y redistribución.
La etapa mayorista, al incluir el transporte y la venta para reventa, de no estar regulada, podría
dar lugar a las siguientes conductas:
1. Que el transportista (o distribuidor) transporte el gas de su propiedad exclusivamente,
impidiendo el acceso al gas de terceros. El gas podrá ser de su propiedad porque lo produjo o
porque lo adquirió, para su posterior reventa.
2. Que el transportista (o distribuidor) transporte el gas de su propiedad (porque lo produjo o lo
adquirió) y el de terceros, cobrándoles a estos últimos el servicio de transporte.
3. Que el transportista (o distribuidor) sólo se dedique a un negocio, el transporte, sin llevar a
cabo operaciones de producción, compra y/o venta de gas. Por ende, sólo trasladará gas de
terceros (es decir, el gas que los productores han vendido directamente a los usuarios o
distribuidores; o el gas que los comercializadores en su rol de intermediadores, han comprado
de los productores, y venden a los usuarios o distribuidores)
Generalmente, las alternativas que enfrentan transportistas y distribuidores, debido a que su
carácter de monopolios naturales los hacen objeto de regulación, están limitadas. Se mencionan
los siguientes ejemplos para ilustrar este punto.
a) En los Estados Unidos, los transportistas interestaduales no pueden optar por 1), debido a la
exigencia regulatoria sobre acceso abierto.
b) En la Argentina, los transportistas no pueden optar ni por 1) ni por 2), pues no se les permite
la compra-venta de gas, como tampoco la producción. Este tema está vinculado a las
posibilidades de acceso e integración vertical que se otorga a las empresas.
En el pasado, ya sea como resultado de la regulación o por el control total del Estado sobre las
firmas vinculadas al sector, lo habitual en la experiencia internacional era que el gasoducto
produjera o comprara para reventa la mayor parte del gas que transportaba; de esta forma, las
9
También se utiliza el gas como combustible en los calentadores de cámaras de regulación.
9
firmas que poseían los gasoductos vendían conjuntamente, como un “paquete”, el gas, los
servicios de comercialización y el servicio de transporte, generalmente sin detallar qué precio
correspondía a qué bien o servicio (a este “paquete” de servicios + gas, se lo denominó en inglés,
“bundle”).
Por su parte, a la etapa de distribución puede considerársele dentro del mercado mayorista,
cuando abastece a grandes usuarios, o del mercado minorista, cuando abastece a usuarios
residenciales/comerciales. Según en qué mercado opere (minorista o mayorista), la distribuidora
ejerce un mayor o menor poder de mercado.
Se reconoce que en el segmento mayorista, la distribuidora actúa en un mercado relativamente
competitivo, debido a que los grandes usuarios
• Técnicamente, pueden hacer uso del bypass (ya sea comercial o físico)
• Son más reducidos en número, por lo que mejoran su posición negociadora, en relación a los
usuarios residenciales
• Pueden sustituir en mayor o menor grado, el gas natural por combustibles alternativos
(generalmente, el fuel oil)10
En el mercado minorista, las distribuidoras mejoran sus chances de ejercer poder de mercado
pues los clientes residenciales y el sector comercial, están cautivos de la red, y presentan una
demanda firme11 e inelástica. El límite para ejercer el poder monopólico, en consecuencia, sólo lo
establece la regulación del sector. Sin embargo, incluso el mercado de usuarios residenciales
podría ser competitivo si se consolidaran pools de consumidores (de hecho, esta posibilidad está
dando lugar a la desregulación de este segmento; tal el caso de Gran Bretaña en 1998). Sin
embargo, la competencia para los usuarios más pequeños se ve afectada por altos costos de
medición y de comercialización, aunque la inversión de costos hundidos en este tramo no es
demasiado alta.
Comercialización:
Un comercializador de gas debe comprarlo al productor, transportarlo por las redes de transporte
y distribución, y venderlo a los usuarios finales. Su rol es el de “broker” o intermediario entre las
partes. Adicionalmente, puede también proveer servicios de almacenamiento para cubrir los picos
de demanda.
Los costos hundidos de los comercializadores son mínimos; los principales activos requeridos en
esta actividad son el capital de trabajo y los contratos con los productores y los clientes, que
pueden ser revendidos en caso de salida del mercado (es decir, no configuran una barrera a la
salida). La existencia de mercados competitivos (o, por lo menos, contestables) en la
comercialización, complica severamente el surgimiento de conductas colusivas, o hace difícil su
sostenimiento. Adicionalmente, como el gas es una commodity relativamente homogénea, la
10
El precio del fuel oil impone un techo al precio a pagar por el gas, aunque se debe destacar que no es un sustituto
perfecto, especialmente en el corto plazo. Para que la amenaza de sustitución sea creíble y afecte el poder de
negociación, debe ser técnicamente factible. Igualmente, se destaca que la tendencia prevaleciente a la sustitución del
fuel oil por gas se funda en razones ambientales, lo que ha dado lugar a la predicción del alza del precio del gas a
consumidores industriales en el largo plazo.
11
Como antónimo de “interrumpible”.
10
competencia de precios en esta etapa puede ser muy fuerte. Se ha observado, no obstante, que los
comercializadores pueden ejercer algún grado de discriminación al ofrecer contratos
diferenciados a los clientes, según el alcance de passthrough12 y el impacto de las variaciones
estacionales de precios.
Almacenamiento:
A diferencia de la electricidad, el gas puede almacenarse para atender picos de demanda
estacionales o constituir reservas para consumo futuro. Los costos de transporte, además, se
elevan ante presiones cambiantes, por lo que puede considerarse apropiado mantener stock para
suavizar las fluctuaciones. Estos almacenes, de estar ubicados cerca de los centros de consumo,
pueden sustituir la necesidad de disponer de capacidad en los gasoductos para satisfacer picos, o
sustituir el requisito de capacidad excedente para aumentar la producción durante los picos. Los
gasoductos pueden ofrecer “almacenamiento” cambiando la presión en las redes, lo que
generalmente permite abastecer los picos diarios.
Demanda
La demanda de gas es estacional y estocástica, con demanda en los días fríos que puede ser
superior en varias veces, a la demanda de verano. Los picos de demanda diarios se pueden
superar
• incrementando la presión en los caños durante los períodos de demanda baja, a fin de
almacenar el gas en el mismo sistema de transmisión.
• con contratos especiales con los usuarios que, a cambio de precios menores, acepten
interrupción del servicio. Estos clientes “interruptibles” (vis a vis los “firmes”) son
típicamente, clientes industriales que usan el gas para calefacción o que pueden utilizar
fuentes alternativas de combustibles. Generalmente, el total de los contratos que celebra un
transportista cubre la capacidad disponible; si quien contrató cierta capacidad no la utiliza
plenamente, podría revender esta capacidad pero ahora como “interrumpible”. Esta es la
práctica que llevan a cabo las distribuidoras en Argentina, que deben brindar servicio firme a
los residenciales, y por ende tienen capacidad disponible en las estaciones de baja demanda.
• El “peak load pricing” es una alternativa para reducir la necesidad de almacenamiento, pero la
chance de ser aplicable depende de la tecnología en materia de medición, cuya
implementación podría ser excesivamente onerosa en el caso de los usuarios residenciales.
El gas enfrenta la competencia de algunos sustitutos, que incluyen el fuel oil, el petróleo, el gas
licuado de petróleo, la electricidad y el carbón. Como los artefactos que utilizan gas en general
constituyen una inversión hundida, contribuyen a que las elasticidades cruzadas de demanda sean
bajas en el corto plazo, y sólo algo más altas en el largo plazo.
12
Se entiende por passthrough el pasaje del costo del gas en la entrada del sistema de gasoductos, a la tarifa final que
paga el usuario. En este caso, el tema se refiere a cuál es el “pasaje” a la tarifa final, de los aumentos o reducciones
de precios del gas en la entrada del sistema. No se contempla el passthrough de otros costos, como el gasto para una
utilización más eficiente de la energía (Gran Bretaña) o la tarifa que cobra el transportista, pasible de ser trasladada
por el distribuidor.
11
Mercado antitrust y medidas de concentración
En la determinación del mercado relevante para los casos antitrust de gas natural, es dable tener
en cuenta algunos factores que contribuyen a caracterizar el sector
•
•
el gas es un producto homogéneo
en gran parte de los casos, se deben evaluar los efectos de las prácticas cuestionadas sobre el
“gas despachado” (es decir, el gas en el lugar de consumo), por lo que entran en juego firmas
monopólicas y competitivas.
• debido a que la demanda de transporte se deriva de la demanda de gas, los sustitutos del gas
reducen la demanda del servicio de transporte; por ello, se plantea si el transporte debe
considerarse como un bien diferente al gas mismo13
• en el sector residencial, algunos estudios econométricos sugieren que la elasticidad de
demanda del gas natural es menor a uno. Con la excepción de la estimación de Joskow y
Baughman, todos los estudios consultados muestran elasticidades menores a 0.70. Estos
trabajos también sugieren que las elasticidades cruzadas son bajas. Sobre esta base, la FTC
concluye que la sustitución del gas con la electricidad o el fuel oil a nivel residencial no da
lugar a que se amplíe el mercado relevante de producto para contener también estos
productos.
• La elasticidad de demanda en la industria también es baja; de siete estudios consultados, la
elasticidad más alta es 0.52 (de corto plazo); obviamente, las elasticidades de largo plazo
deberán ser algo mayores. La FTC ha considerado la elasticidad de largo plazo como el dato
relevante en la determinación del mercado antitrust. La evidencia tampoco sugiere que se
deban incorporar la electricidad y el fuel oil dentro del mismo mercado relevante de producto.
• El mercado geográfico relevante debe ser el mercado local debido a lo costoso del transporte
por medios alternativos al gasoducto (en la experiencia de los Estados Unidos, generalmente
el mercado geográfico se ha asociado a una ciudad). Lo costoso y dificultoso del
almacenamiento tampoco da lugar a que se arme un stock a fin de encarar la búsqueda de
precios más bajos.
• El índice de concentración habitualmente utilizado en los casos antitrust de gas es el
Herfindahl Hirschman (vis a vis otros tales como la concentración de las cuatro primeras
firmas, etc.) debido a que
A. es una medida que otorga más peso a las firmas grandes, en un sector como el gasífero donde
el mercado puede estar dominado por uno o dos oferentes; en mercados con menos de cuatro
oferentes, obviamente el HHI es superior al índice de concentración de las cuatro primeras
firmas, que además ignora su tamaño relativo.
B. El HHI además toma en cuenta todas las firmas del mercado, y podría incluir a los potenciales
entrantes.
• La FTC, para evaluar la existencia de potenciales entrantes, requiere que existan “oferentes
cercanos” que cumplan el requisito de tamaño (es decir, que el oferente cercano sea una
13
Este interrogante surge fundamentalmente, de seguir los criterios estándares para determinar cuáles bienes se
deben incluir en el mercado relevante del producto.
12
amenaza a un potencial o real acuerdo colusivo vía su nivel de producción) y el de la
distancia (que sea económicamente viable la construcción de un caño hasta el mercado
relevante; esta viabilidad está fuertemente influida por la distancia a cubrir)14. Se supone que
el oferente potencial comparará la retribución requerida como retorno a su inversión en el
nuevo gasoducto, con el incremento esperado en el precio del gas despachado en el mercado a
proveer. Si la retribución requerida es menor que el incremento en precio, se considera que el
requisito de distancia está cumplido. En materia temporal no se presentan mayores
problemas, pues la construcción del gasoducto es relativamente rápida.
14
En los casos considerados, el requisito de la distancia es que el gasoducto esté dentro de las 140 millas.
13
II. ANTITRUST Y REGULACIÓN
A continuación se citan algunos lineamientos generales basados en la teoría económica y en la
experiencia acumulada, sobre cuáles deben ser los nexos entre la política antitrust y la regulación
Se acepta como principio que las reglas antitrust deben ser lo suficientemente generales como
para poder ser aplicadas en cualquier mercado, aún en
! aquéllos sujetos a regulaciones,
! mercados vinculados a otros regulados,
! en aquéllos mercados que fueron regulados en el pasado, y hoy son objeto de desregulación.
Justamente, se resalta como una de las virtudes de la política antitrust, su cualidad de “neutral a la
industria”, debido a que la consideración de diferentes casos (con diferentes mercados) no cambia
el objetivo al que debería propender la política antitrust (la eficiencia económica).
Las recomendaciones antitrust variarían si se variara el objetivo a proteger (por ejemplo, si se
pasara de privilegiar la eficiencia económica a privilegiar la redistribución del ingreso hacia las
firmas pequeñas). En materia antitrust, las últimas décadas han permitido observar dos procesos.
Primero, el avance en el conocimiento científico dentro de la economía que ha permitido
seleccionar más adecuadamente las herramientas para arribar a cada objetivo de política.
Segundo, la selección de una definición más acabada del objetivo a proteger a través de la
política de defensa de la competencia15.
En un contexto desregulado se debería poner particular énfasis al enforcement de las reglas
antitrust. Las ganancias en eficiencia que implica la desregulación adecuada, provendrán de la
competencia, y no deben ser reemplazadas por colusión privada o conductas anticompetitivas de
las firmas con posición dominante. En este sentido, es bueno que la política antitrust enfoque los
problemas caso por caso, y sea muy flexible (en relación a la regulación). En este marco, no sólo
se debe tratar de evitar que un mercado competitivo se torne menos competitivo, como
frecuentemente ocurre en el ámbito de aplicación de la política antitrust, sino que habrá que
enfrentarse con posiciones monopólicas heredadas del mercado regulado, cuyos poseedores muy
probablemente renegarán perder, y que posiblemente intentarán conservar a través de conductas
anticompetitivas (básicamente, fusiones y/u obstaculización a los –nuevos- competidores; por
ello se deberá poner especial énfasis en la aplicación de la política sobre fusiones y adquisiciones
anticompetitivas).
La desregulación no generará, por otro lado, la aparición de múltiples competidores de modo
instantáneo. No obstante, en estos casos, se deberá tener en cuenta que las posiciones de dominio
no han sido resultado de conductas abusivas, sino resultado de la misma regulación (ya sea que
esta última haya surgido por causas legítimas –fallas de mercado- u otras razones). Asimismo,
cuando un sector se desregula como resultado de un posible cambio tecnológico, pero que aún no
se ha concretado, se deberá tener en cuenta que la eliminación de la barrera que conlleva la
adopción de la nueva tecnología podrá demorar algún tiempo en aportar resultados competitivos,
por lo que también se habrá de aplicar la política antitrust con particular énfasis. En este sentido,
15
Para ver una descripción de la evolución en la interpretación de este objetivo en Walters, S. (1988): “Enterprise,
government and the public”, Mc Graw Hill
14
la política antitrust no reemplaza a la regulación, particularmente en el campo del control, que
puede ser llevado a cabo más adecuadamente por un órgano regulatorio que por uno de aplicación
de defensa de la competencia.
En materia sancionatoria, hay que tener en cuenta que pese a las diferentes tendencias observadas
en los últimos años en materia antitrust, cuando se compara ésta con la regulación, la primera
basa su aplicación en un enfoque estructural, mientras que la segunda se aboca más que nada a
las conductas (regular ha sido definido como “gobernar las conductas a través de reglas”). El
enfoque estructural que predomina en el ámbito antitrust apunta a mantener una estructura
industrial que propenda a la competencia, lo que conlleva el mantenimiento o la restauración de
la independencia entre los agentes económicos. Por ello se incentiva a la firma a buscar su
beneficio en negocios separados, reduciendo las oportunidades de emprender conductas
estratégicas nocivas. En el caso particular de que una integración estructural (vertical u
horizontal) permita la obtención de eficiencias que no pueden lograrse por otros medios, se
intentará buscar un remedio que no lesione la integración. Cuando se detecta una conducta
nociva, empero, no siempre se genera una sanción estructural porque con ella no necesariamente
se soluciona el problema de marras, cuando ésta no surge específicamente por la estructura del
mercado; en estos casos, por ejemplo, la solución se podrá lograr simplemente con una orden de
cese o un compromiso.
El enfoque regulatorio, por su parte, utiliza reglas que influyen sobre la conducta del regulado,
por lo cual un regulador probablemente admitiría una fusión no admitida por un órgano de
defensa de la competencia, pero también impondría requisitos sobre la conducta futura de la
empresa fusionada.
Se recalca que con la solución regulatoria no sólo no se eliminan los incentivos a las conductas
anticompetitivas, sino que además se generan fuertes incentivos a evadir las regulaciones: las
reglas de “conducta”, por otro lado, deben ser controladas mientras que las decisiones
estructurales sólo implican el costo de controlar que la estructura sea la requerida; cuando la
decisión estructural se ha puesto en práctica, no se requieren costos de control.
Sin embargo, la política antitrust es un complemento importante del proceso desregulatorio
debido a que los mecanismos desregulatorios deben tener en cuenta las posibles conductas
anticompetitivas que de él se derivarán.
15
Posibles configuraciones del sector gasífero y conductas anticompetitivas:
Dadas las etapas que integran la oferta de gas, se pueden concebir dos formas de integración
vertical en un economía que regule solamente el monopolio natural16 y que mantenga
liberalizadas (es decir, desreguladas) las etapas restantes17. Antes de entrar a analizar los
comportamientos posibles según el tipo de integración, se tratará el problema de la
obstaculización del acceso como parte de una temática común tanto para la firma integrada como
para la desintegrada que opera en un monopolio natural, sin pasar a considerar, por ahora, el tema
de la evasión de la regulación
◊ El acceso:
Si bien el tema del acceso se ha encarado tradicionalmente desde el ámbito regulatorio, también
puede encuadrarse en la figura anticompetitiva de “negativa a transar” del transportista. La
negativa a transar ha dado lugar a la doctrina de las “facilidades esenciales” (essential facilities),
que impone el acceso abierto a los insumos o facilidades esenciales o tipo “cuello de botella” a un
precio razonable. Este acceso abierto no es necesariamente siempre “Pareto-mejor”. Sin embargo,
en el contexto aquí planteado, el acceso abierto siempre promueve la eficiencia18.
La negativa a transar podrá ser explícita, o adoptar formas más sutiles, e incluso de más difícil
detección si el acceso fuera obligatorio, tales como la imposición de precios diferenciados, la
reducción de la calidad del servicio, la subdeclaración de la capacidad total o de la capacidad
disponible y la obstaculización de la expansión o aumento de la red. En materia de
compatibilidad, el único requisito que podría obstaculizar el acceso es el de la presión del gas
inyectado, o la pureza del fluido19.
Si la etapa monopólica (el transporte) está regulada, la firma transportista podrá, a través de la
obstaculización al acceso, ejercer poder monopólico o monopsónico sobre el gas. Qué ocurriría
cuando la regulación no exige el acceso abierto, además de amedrentar a los potenciales entrantes
al mercado? A continuación se propone una esquematización de conductas esperables bajo
diferentes escenarios.
16
Si bien en este trabajo no se aborda el tema regulatorio, es dable recordar que dos de los enfoques regulatorios más
habituales internacionalmente en la industria gasífera son, el basado en el costo del servicio, y la regulación por
incentivos. El primero es utilizado en, por ejemplo, los Estados Unidos y Colombia (regulación por tasa de retorno),
aunque es muy frecuente su aplicación con versiones algo modificadas. Al presente existe una tendencia a promover
la regulación por incentivos para alentar la reducción de costos, la eficiencia y la inversión. Argentina y el Reino
Unido aplican esta regulación. El modelo argentino es una versión de precio tope (price cap), como precio máximo
ajustado semestralmente por el índice de precios mayorista de los Estados Unidos, por razones estacionales, y un
factor que pretende estimular la eficiencia y la inversión, que corrige la tarifa cada cinco años. Las tarifas varían de
acuerdo a patrones de distancia y consumo (firme o interrumpible)
17
Este patrón de regulación/desregulación es la tendencia predominante en los países desarrollados y es el que
prevalece en la Argentina.
18 Tal como tiene en cuenta la doctrina, en algunos casos es sólo la posibilidad de monopolizar la facilidad (al no
permitir el acceso) lo que genera la inversión en infraestructura, pues con el acceso abierto se perderían las ganancias
que permitirían recuperar los costos de la inversión. Este dato se debe tener en cuenta por quien, además de exigir
acceso abierto, diseña la tarifa del mercado regulado.
19
No se ha hallado en la literatura que éstos últimos hayan sido un argumentos utilizados para obstaculizar el acceso
16
Compraventa de
gas
producido
por
terceros
por parte
del
gasoduc-to
Se admite
No
admite
20
Se permite: integración vertical total
Sólo se regula
monopolio.
(I)
tarifa
Desintegración vertical total
del Se regula tarifa Sólo se regula tarifa del monopolio
y
se
exige (III)
“desempaquetamiento20”
(II)
Se impedirá el acceso del fluido
gaseoso que no le sea propio, pues
haciéndolo, el gasoducto se
convierte en monopsonista de gas
en el mercado upstream, y
monopolista de gas ante los grandes
usuarios y los distribuidores.
No habría pérdidas de economías de
red, excepto porque con los precios
más bajos que pagará el gasoducto
como
monopsonista,
algunos
productores no entrarán al mercado
EXISTIRA
EMPAQUETAMIENTO
Se espera que bajo estos supuestos,
no obstante, el monopolio no
acceda a transar el fluido gaseoso a
fin de convertirse en el propietario
de todos los pozos.
se El gasoducto impide la producción
de sus competidores al impedir el
transporte de otro gas que no sea el
producido propio. Se transforma en
monopolista en la producción de
gas, y monopolista de gas ante
distribuidores.
Reducirá economías de red
EXISTIRA
EMPAQUETAMIENTO
Idem
I.
La
exigencia
de
“unbundling”
aparece
como
una forma de que
el acceso abierto
sea efectivo, y no
se obstaculice a
través
de
la
imposición
de
precios
diferenciados.
No tiene sentido
el unbundling sin
requerir
simultáneamente
el acceso abierto
Que se exija el
desempaquetami
ento
con
la
definición ad hoc
aquí utilizada no
modificará
la
conducta
del
monopolista,
porque
publicitará
los
precios
del
paquete,
pero
impondrá
obstáculos
al
acceso
directamente.
Como el gasoducto compra y vende
gas, existen incentivos a impedir el
acceso de gas de terceros, porque
aumenta su poder monopsónico en el
mercado upstream, y el poder
monopólico
en
el
mercado
downstream.
Es el caso argentino, no existe
incentivo a impedir el acceso, pues
impedir el acceso es impedir el
negocio. El incentivo al acceso
abierto, sin embargo, da lugar a free
riding cuando un tercero (por ejemplo,
un productor) paga una contribución
para que el transportista invierta a fin
de aumentar la capacidad. Cuando un
productor construye su propio
gasoducto, por la capacidad no
utilizada, debe dar acceso abierto
(cobrando la tarifa regulada)
Se entiende por desempaquetamiento, acceso abierto y tratamiento igualitario. En este caso, se forzará esta
definición para que incorpore sólo el tratamiento igualitario
17
Cuando el acceso es abierto, también se reducen las chances de conductas anticompetitivas por
parte de las firmas que no sean transportistas. Por ejemplo, la potencial entrada de numerosos
competidores en la etapa productiva (todos ellos con posibilidades de acceso) aumenta la
desafiabilidad del mercado de la producción. Este tema no es menor pues como en general la
etapa productiva fue objeto de regulación en múltiples experiencias, los agentes están
acostumbrados a prácticas no plausibles en un ambiente competitivo: la literatura cita como las
más observadas, a la obstaculización de la entrada a través del proceso regulatorio, la interacción
coordinada, la cartelización posterior a la desregulación y los acuerdos para no utilizar capacidad
a fín de aumentar los precios. También se han observado fusiones entre los comercializadores y
los productores (luego de la desregulación, se observan más fusiones horizontales que
verticales)21. Asimismo, el acceso abierto afecta la definición de mercado relevante, con lo que la
incidencia de cada productor en la determinación del precio debería reducirse, al disminuir la
concentración.
En Estados Unidos, la legislación que obligó al acceso abierto en los gasoductos interestaduales
(FERC, órdenes 436 a 500 durante los años 80) y que no eliminó la posibilidad de comprar y
vender gas por parte de los transportistas, tuvo como resultado que el gas transportado para
terceros, incluyendo los brokers de gas, compañías de distribución local y otros usuarios finales,
creciera desde 0.7 quads en 1982, hasta 15.12 quads en 1991.
De aquí en más, en este trabajo se supondrá que la regulación de la etapa transportista incluye el
requisito de acceso abierto, como efectivamente ocurre en la mayor parte de los casos regulados.
◊ Integración o desintegración vertical?:
La taxonomía de conductas posibles bajo hipótesis de integración permitida o desintegración
obligatoria permitirá delinear cuáles deberán ser los incentivos a generar por la regulación, y
cuáles por la política antitrust, si el fin es promover la eficiencia, bajo diferentes hipótesis de
integración
Cuadro: POSIBLES CONFIGURACIONES DEL SECTOR GASIFERO
(se supone acceso abierto)
1. Firma que opera en el mercado monopólico integrada verticalmente con las otras etapas productivas
a) No se imponen trabas a la integración, excepto la regulación del precio y el acceso abierto.
b) Se acepta la integración vertical pero se obliga el “desempaquetamiento” (unbundling): acceso abierto más
tratamiento igualitario a todos los clientes (inclusive, a sí mismo).
2. Firma que opera en el mercado monopólico, desintegrada verticalmente.
La discusión sobre qué opción es más recomendable fue particularmente importante en el caso
inglés. En 1993, la MMC sugirió que, antes de la introducción de competencia en el sector, la
21
El análisis de la etapa de producción de gas, a la luz de la defensa de la competencia escapa al objetivo de este
trabajo, sino surge como resultado de la regulación del sector.
18
operación de la red de gasoductos fuera llevada a cabo por una empresa separada, diferente de la
empresa a cargo de la etapa productiva y downstream. El gobierno rechazó esta recomendación,
optando simplemente por la separación contable. Sin embargo, la firma optó por la separación
recomendada previamente, en 1997. Esta alternativa tuvo en cuenta las ventajas que ofrecía la
separación de la propiedad de activos desde una perspectiva antitrust.
1. Integración vertical total
a) No se imponen trabas a la integración, excepto la regulación del precio del servicio
monopólico y el acceso abierto
Bajo estas hipótesis, sería de esperar que la firma lograra evadir la regulación de la etapa
monopólica. En consecuencia, si quien hace política económica quisiera eliminar la chance de
extraer renta monopólica, se debería regular el “paquete” que vende la firma, perdiendo la ventaja
de la competencia en los mercados que pueden ser competitivos. Si bien la evasión de la norma
regulatoria es un problema regulatorio, y no una conducta anticompetitiva, del mismo afán de
evadir podrán derivarse o darse lugar a conductas anticompetitivas.
Se mencionan a continuación algunos ejemplos de evasión a la regulación, posibles ante la
presencia de integración vertical:
! Si la regulación no incentiva la reducción de costos (es decir, si se regula con
esquemas del tipo “tasa de retorno”, o “cost plus”) podrá evitarse la regulación y al
mismo tiempo, predar a los competidores: al estar integrada verticalmente, la firma
podrá aumentar los costos de la etapa regulada restando costos a la etapa desregulada
(ya sea upstream o downstream). Así, por un lado se lograría evadir la regulación
aumentando (ficticiamente) los costos del monopolio natural. Al mismo tiempo, con
esta práctica se podría predar en la etapa competitiva, sin que hubiera formalmente,
una venta bajo el costo22. Este incentivo a transferir costos no sería tal en caso de
regulación por “price cap”23. Si se aumenta el precio regulado porque se elevan los
costos del monopolio, también se elevan los precios de los insumos a los rivales de la
etapa downstream
! Otra forma de aumentar los costos del regulado para evadir la regulación, sería elevar
los precios de los insumos provistos por la afiliada upstream, distorsionando los
22
Se distingue este caso de lo que habitualmente se denomina subsidio cruzado. Ha de tenerse en cuenta que la
definición habitual de subsidio cruzado culmina en la venta bajo el costo (incremental) en algún mercado por precios
superiores a los costos stand alone en el mercado monopolizado, debido a que la regulación en el mercado
monopólico, se supone, respeta la restricción de beneficio nulo de la firma multiproducto. Si ésta no fuera la
restricción respetada, el subsidio cruzado (definido de modo más amplio al habitual) no necesariamente implicaría
venta bajo el costo, y no tendría efectos nocivos tan radicales sobre la competencia. Cabría, asimismo, estudiar los
efectos netos sobre el bienestar de este transpaso de rentas entre mercados (y entre consumidores), teniendo en
cuenta los efectos sobre la asignación de recursos (es decir, habria una ineficiencia asignativa). Cabe aquí destacar,
aunque se tratará más adelante, que que una firma venda paquetes dada su integración vertical no implica que existan
complementariedades que reduzcan los costos por producción conjunta, contexto para el cual los subsidios cruzados
se han definido tradicionalmente.
23
O aún con regulación de precios tope, cuando el beneficio por no mejorar la productividad disminuye menos que el
beneficio que se logra por predar en el mercado competitivo, esta estrategia sería racional.
19
precios de transferencia24.25 Este fue el caso de Occidental Petroleum Corp, en el se
planteó una fusión (vertical) de un transportista con un productor de gas natural; se
demostró que el objetivo de la fusión era que la firma productora aumentara los
precios a los que transferiría al transportista, a fin de inflar artificialmente los costos
del gasoducto y eludir la regulación sobre la tasa de retorno. En este caso, no se
permitió la fusión.
! La evasión de la regulación permitirá ejercer el poder de mercado necesario para
discriminar. En este sentido, la venta atada ha sido tradicionalmente una herramienta
para llevar a cabo discriminación de precios, pues permite conocer la demanda de
alguno de los bienes del paquete, y con ello deducir la demanda del resto, dando
chance a discriminar26
Se destaca que podrá haber venta de paquetes aún sin integración vertical (el monopolio
desintegrado puede también vender paquetes si puede comprar y vender gas). Las chances de
discriminación aparecen también en este caso.
Por supuesto, como se ha visto más arriba, no cualquier evasión regulatoria violará las reglas
antitrust, como tampoco los acuerdos verticales o las adquisiciones en la industria serán
violatorios de las reglas antitrust porque meramente generen oportunidades para evadir
regulación.
Además de las conductas anticompetitivas emanadas del deseo de evadir, pueden darse otras en
un contexto de integración vertical, aún con acceso abierto. Por ejemplo, el monopolista regulado
podría reducir el precio de los “insumos” (básicamente, el gas que transporta, o incluso la tarifa
de transporte regulada si la regulación lo permite) sólo a su afiliada downstream, reduciéndole los
costos a ésta, pero simultáneamente aumentando relativamente los costos de sus rivales. Para esta
reducción, la firma integrada debería financiarse con alguna renta monopólica
b) Se acepta la integración vertical pero se obliga al “desempaquetamiento” (unbundling).
El “desempaquetamiento” es la forma en la que se resolvió el problema regulatorio en los Estados
Unidos, debido a que posee la virtud de “no perder los beneficios de la integración vertical,
24
Nuevamente, este incentivo existirá si la regulación define la tasa de ganancia o es cost-plus, o con price cap según
la nota al pie anterior.
25
En Occidental MidCon 109 FTC 167 (1986) en Estados Unidos, donde prevalece la regulación de la tasa de
retorno, se exigió la separación de un productor y un gasoducto, para asegurar que no se inflara el precio del gas al
transportista
26
Siguiendo un ejemplo tradicional para ejemplificar la discriminación a la que da lugar la venta atada: un
comprador de una fotocopiadora no demanda la fotocopiadora en sí, sino sus servicios. Si el vendedor de la
fotocopiadora ata a la venta de la máquina, el papel con el que se deberá fotocopiar, lo que logra es detectar la
elasticidad de demanda por el servicio de fotocopiado del comprador de la máquina, y con ello vende un paquete,
discriminando a través del precio (no desglosado) de cada componente. Si la regulación lo permitiera, como quien
consume gas demanda el gas y no el servicio de transporte en sí mismo, al conocer la demanda de gas podría
discriminar a través de los precios (no desglosados) dentro del paquete gas-transporte-otros servicios. Este
argumento da racionalidad a la venta en paquete, vis a vis el que sostiene que da lugar a “extender el poder
monopólico”
20
ahorrar los costos de desintegración de las firmas al momento de imponer la normativa, y
conservar los beneficios de los mercados desregulados”27. Se afirma que la legislación sobre
desempaquetamiento (que conlleva el acceso libre) y la creación de mercados secundarios para
negociar capacidad28 han generado el marco para el desarrollo de mercados competitivos en
gas29.
El desempaquetamiento admite variantes, y sobre éstas se ha generado un fuerte debate. En
síntesis, el debate se refiere a las ventajas y desventajas del desempaquetamiento “funcional” (el
vigente en el mercado del gas y el eléctrico, según decisión de la FERC), y el “operacional”,
promovido por la FTC. Con estas opciones se discute si la integración de la propiedad debe
convivir con la desintegración de las funciones o de la operación del proceso productivo.
El “desempaquetamiento funcional” (DF) se implementa a través de la mera exigencia de acceso
abierto y tratamiento igualitario por parte de los monopolistas propietarios de las redes. Esta
doble obligación implica que el monopolio puede estar integrado verticalmente, pero debe
desglosar los precios de los servicios que brinda (transporte, comercialización y otros) y de los
bienes que comercializa (gas comercializado por el transportista, o producido en caso de una
firma integrada). En consecuencia, la firma integrada debe transar internamente en su firma, con
los precios que carga a terceros.
El desempaquetamiento operacional (DO), por su parte, determina que la operación de la red de
transporte la asuma un operador independiente, quien debe asegurar el acceso abierto y el pricing
transparente, en tanto el monopolista retiene la propiedad del activo físico. A diferencia del DF,
que genera una exigencia sobre las conductas (no impedir el acceso y no aplicar trato
discriminatorio), el DO impone una medida estructural, y configura una opción intermedia entre
la desintegración de la propiedad y el DF, que se critica pues no elimina incentivos a discriminar
a favor de las afiliadas en caso de integración vertical, perturbando el acceso de terceros. El DF,
por ende, implicará mayores costos de monitoreo, y ante una investigación concreta, requerirá de
un estudio muy minucioso de cada operación implementada por la firma (ex post); en estos casos,
también se corre el riesgo de identificar como anticompetitiva una conducta que no lo fue. El DO,
además, asegura señales más transparentes en materia de inversión pues ayuda al inversor
potencial a distinguir entre los precios altos de transmisión por cuellos de botella en períodos de
picos de demanda, de los precios altos resultado del ejercicio de poder de mercado. Por último, el
incentivo a obstaculizar el acceso en el esquema de DF, podrá derivar en algún grado de
obstrucción a la competencia en el mercado upstream, generando mercados upstream más
concentrados que con DO, con los consiguientes costos (como mínimo) de control por parte de la
agencia antitrust. En ambos casos, no obstante, existe un rol relevante tanto para la autoridad
regulatoria como para la antitrust, a fin de mantener la competencia en los mercados
27
Este es el argumento habitualmente esgrimido a favor de este tipo de regulación. Más adelante se cuestionará
cuáles son los beneficios de la integración vertical en este mercado, y se argumentará que los mismos no tienen que
ver con la existencia de costos conjuntos (menos aún, de economías de alcance).
28
Los precios a los que se renegocia capacidad en los mercados secundarios, de estar totalmente desregulados,
constituyen señales sobre los requerimientos de expansión de la capacidad. La reventa de capacidad consiste en la
venta temporaria o permanente del derecho a un servicio de transporte y distribución en firme, y puede ser realizada
por aquellos usuarios que paguen un cargo por reserva de capacidad.
29
Esta afirmación se ve comprobada empíricamente en el trabajo de Doane, M y Spulber, D.: “Open access and the
evoluction of the US spot market for natural gas”, Journal of Law and Economics, vol XXXVII October 1994.
21
desregulados. La autoridad regulatoria debe ser responsable de hacer cumplir las reglas de
“comparabilidad” y de acceso, pero las reglas antitrust también deben involucrarse en tanto las
conductas para evadir la regulación culminan en la monopolización o intento de monopolización.
El requisito de acceso abierto ha dado lugar a casos bajo la Sherman Act (aunque no los casos por
cláusulas “take or pay”; cuando se ha denunciado presión sobre los productores para que cambien
sus precios o renegocien, violando las cláusulas “take or pay”, no se pudo mostrar perjuicio a la
competencia) 30. Han existido casos por monopolización; en el caso Woods Exploration and
Producing Co. V. Aluminum Co. Of America, Alcoa poseía un gasoducto que se utilizaba para
transportar gas desde el pozo hasta una planta de su propiedad, y para comercializar gas con
terceros. Los denunciantes requirieron que Alcoa transportara su gas. Alcoa rechazó el pedido, y
los denunciantes comenzaron la construcción de otro gasoducto, que Alcoa logró obstaculizar. Se
dictaminó que la conducta de Alcoa violaba la Sherman Act.
En el caso Consolidated Gas Co. V. City Gas Co (1987), un distribuidor minorista de GLP
intentó ingresar en la distribución minorista de gas en algunas áreas del condado de Dade y
Broward, por lo que solicitó, sin éxito, que la distribuidora local transportara y le vendiera gas en
“términos razonables”. Se inició un caso que determinó que la firma acusada ejercía poder de
mercado en el mercado mayorista y minorista en el área geográfica relevante, y que había
adquirido tal poder en virtud de un acuerdo territorial con otro distribuidor de gas natural. El caso
sostuvo que el acusado tenía la obligación de transar (bajo la doctrina de facilidades esenciales o
según el test de la “intención”). La sentencia dictaminó que el denunciante tenía derecho a recibir
tanto el lucro cesante por el período en el que la conducta se llevó a cabo, y ordenó que el
distribuidor vendiera y transportara gas al denunciante, a precios razonables.
En Illinois ex rel. Hartigan v. Panhandle Eastern Pipe Line. Co. el estado, demandando en su
nombre y en nombre de un grupo de usuarios residenciales e industriales, denunció a Panhandle
por monopolizar la venta de gas natural en el centro de Illinois, al rehusarse a transportar gas
directamente adquirido de productores independientes por parte de distribuidoras. El argumento
de Panhandle fue que de admitir el bypass comercial, la demanda de su gas caería
dramáticamente, exponiéndose sensiblemente debido a las cláusulas de “take or pay” en sus
contratos. La corte halló que Panhandle no tenía poder monopólico sobre los usuarios
industriales, por la existencia de otros combustibles; además, encontró que dicha firma tenía
poder monopólico sobre las distribuidoras (para abastecer demanda residencial y comercial),
dentro del centro de Illinois, y que la regulación de la FERC no era exitosa para evitar este
ejercicio de poder de mercado. Sin embargo, se sostuvo que la insistencia de vender el gas según
la tarifa estipulada por la FERC sin admitir bypass, era un procedimiento legítimo, no implicaba
30
Las cláusulas “take or pay” han generado alguna discusión en el ámbito antitrust en los Estados Unidos: los casos
presentados no tuvieron éxito para los denunciantes. Por ejemplo, en Cayman Exploration Corp. v United Gas Pipe
Line Co., 873 F.2d 1357, se rechazó el reclamo que afirmaba que el gasoducto había violado la Sherman Act al
rehusar honrar los contratos “take or pay” y al presionar a los productores a renegociar los precios de los contratos:
se resolvió que no había evidencia que permitiera encontrar perjuicio a la competencia. También en Garshman v.
Universal Resources Holding, Inc., 824 F.2d 223, se rechazó el caso en que el gasoducto rehusó a transportar gas
bajo contratos “take or pay” y presionó a los productores a renegociar esos contratos; no se pudo demostrar que el
gasoducto tenía poder monopólico o que había tenido efectos adversos sobre la competencia en la compra y venta de
gas natural.
22
el mantenimiento del poder monopólico y que en definitiva, apuntaba a reducir costos (evitando
los costos por take or pay)
2.
Desintegración vertical total. Tres firmas independientes proveen cada una, producción,
transporte y distribución31.
◊
◊
◊
◊
◊
Con la desintegración vertical total, se pierden las economías por integración pero existen
diferentes (menos) incentivos a las conductas ineficientes: básicamente, no se puede evadir la
regulación con los métodos de las firmas integradas32, y existen otros incentivos a impedir el
acceso (si se admite la compraventa de gas por parte del gasoducto, existen incentivos a
impedir acceso; si no se admite, como en el caso argentino, no existen incentivos a impedir el
acceso).
Como las economías por integración vertical no surgen de la existencia de costos conjuntos, y
la competencia en los mercados upstream y downstream puede proveer solución a algunos de
los problemas que evita la integración vertical, la separación parecería la mejor opción,
porque, además, evita los costos de monitoreo de las conductas en todas las etapas (es decir,
es una solución estructural). No obstante, no posee algunos de los beneficios de la integración
vertical, tales como la eliminación de los costos de transacción. La separación es más costosa
que el resto al momento de su aplicación, si se debe desintegrar una firma. Si estos costos son
muy altos, un buen sustituto puede ser el desempaquetamiento operacional33.
Es interesante rescatar parte de la experiencia internacional en este sentido: si bien en los
Estados Unidos se permite la integración y la compraventa de gas por parte del transportista,
debido, entre otros motivos, a que la volatilidad de los precios en boca de pozo (surgida como
resultado del mercado liberalizado) incrementa los riesgos del transportista cuando también es
propietario del gas trasladado, se observa una tendencia a que los gasoductos ejerzan
primordialmente su función de transportistas, trasladando gas de terceros. La compra y venta
de gas se lleva a cabo crecientemente a través de brokers, o directamente del productor, en
contratos de largo y corto plazo.
La desintegración evita los subsidios cruzados, lo que es beneficioso cuando los subsidios son
perniciosos en términos del bienestar.
La separación vertical reduce la desventaja informativa que sufre el regulador cuando fija
precios de acceso porque una firma de transporte separada tendrá sus propias cuentas (es
decir, la separación estructural implica, obviamente, la separación contable)
Discriminación de precios
De existir poder monopólico, la discriminación de precios tiene ciertas virtudes desde el punto
de vista asignativo, pues puede culminar en mayores niveles de producción que el monopolio con
precio único. La discriminación de precios es una práctica posible aún con tarifas reguladas
cuando se admiten descuentos, y especialmente si las tarifas llegaran a tener “agua” (es decir,
31
Esta opción implica la obligación de separación estructural si la firma está unida inicialmente
Con ello, también se anula el incentivo a “capturar” al regulador que controla la información
33
Este trade off entre costos de una y otra alternativa han sido considerados en la orden 636 de la FERC, y son
comentados en Economides, N. Y White L. 1994: “One way networks, two way networks, compatibility and public
policy”, derivándose de ello una recomendación en el sentido de aplicar la regla de la razón para el tratamiento de
cada proceso regulatorio.
32
23
fueran aún más altas que las que impondría, sin regulación, el monopolio; esta opción es poco
probable)34
La posibilidad de dar descuentos (que en el caso argentino sólo se verifica para las distribuidoras)
brinda cierta flexibilidad a la firma, lo que le permitiría mejorar sus beneficios; si el diseño de
price cap con chances de flexibilidad permite aumentar los beneficios sin perjudicar a los
consumidores (y esto sería siempre así en la medida que lo que se esté permitido sean los
descuentos), el bienestar social podrá ser aumentado indiscutiblemente.
Si se cumplen las condiciones de Vogelsang y Finsinger, la regulación de tarifas por price cap,
llevará a la imposición de precios a la Ramsey. En este sentido, la discriminación que hace la
firma con el objetivo de aumentar sus beneficios respetando el price cap aumenta sin dudas el
bienestar (aumenta el excedente del productor y del consumidor, pues precios de Ramsey
permiten maximizar el excedente del consumidor).
En el sector gasífero argentino, el price cap se diseña precio por precio, y se permiten hacer
descuentos. Se estaría ante una situación intermedia en cuanto a los beneficios de la
discriminación: mejor que si no se permitieran los descuentos y peor que cuando la flexibilidad
lleva a Ramsey.
En el caso británico, en 1988 la MMC detectó discriminación por parte de British Gas para los
usuarios mayores a 25000 therms35 por año (es decir, los usuarios cuyo precio no está regulado).
La MMC reconoció que una prohibición de discriminación de precios empeoraría el bienestar de
algunos consumidores, y limitaría las chances de que esta firma compitiera con éxito frente a las
empresas petroleras. Sin embargo, se opuso a la política de discriminación, basándose en que esa
práctica podría obstruir la entrada (“by relating prices to those of the alternatives available to
each customer, it places BG in a position to selectively undercut potential competing gas
suppliers; this may be expected to act as a deterrent to new entrants and to inhibit the
development of competition in the market”36). Esto es porque si existen precios muy bajos en el
mercado, podría desalentarse la entrada de nuevos oferentes. Por ende, se recomendó la
incorporación de provisiones específicas contra la discriminación de precios, a ser incorporadas a
la licencia de BG. BG debe cobrar precios según las listas publicadas, y no se permite que haga
descuentos, a pesar de que las listas no están reguladas.
Múltiples autores con gran expertise en el tratamiento antitrust, han afirmado que la
discriminación de precios es la principal figura anticompetitiva a tener en cuenta cuando un
sector regulado (por ser monopólico) constituye un insumo esencial en un sector no regulado por
competitivo. Heimler y Saba (1995)37 afirman que “este tipo de discriminación constituiría un
abuso de posición dominante”
Con todo, se destaca que con regulación price cap, la discriminación de precios se puede ejercer
también al momento inicial, cuando se fijan las “primeras” tarifas diferenciadas por cliente (en
34
Además, si bien el instrumento habitual para la discriminación es el precio, no se descarta que se pueda
discriminar por otras vías.
35
7000 metros cúbicos por año
36
Dictamen de la MMC de 1988
37
Alberto Heimler y Paolo Saba: “Role and enforcement of competition policy in regulated sectors”, OCDE.
24
Argentina, en el caso de las distribuidoras, pues las tarifas del transportista son iguales para todos
los clientes, excepto por el factor de carga38), o puede originarse cuando la empresa
concretamente cobra sus servicios a su cliente, según sea la demanda de este cliente, a través del
otorgamiento de descuentos.
Para el caso argentino como para el británico, se ha señalado que los patrones de tarifas luego de
la privatización favorecieron ampliamente a los grandes usuarios industriales en relación a los
comerciales y residenciales; la estructura de precios resultante revelaría algún grado de
discriminación de precios, como también las presiones competitivas relativas de sectores que
potencialmente podrían desregularse en un plazo reducido, y/o la influencia de las presiones
sectoriales.
Según Heimler39, en los casos en que el precio cargado por un servicio atiende la regulación, pero
simultáneamente afecta las reglas de competencia, las autoridades en defensa de la competencia
deberían ser libres de intervenir para restablecer condiciones de competencia. Para la práctica
aquí comentada, cabe esta recomendación siempre y cuando se pueda comprobar que la práctica
discriminatoria es nociva en términos de eficiencia.
Otras conductas anticompetitivas que merecen atención
* Tradicionalmente, en la etapa minorista la distribución final es llevada a cabo por un monopolio
de alcance local, que debe estar regulado. Por ello, casi no existe experiencia antitrust en este
ámbito en los Estados Unidos. Sin embargo, debido a la aparición del comercializador que
compite con estos ex monopolios locales, el tema de la fusión entre distribuidora local y el
comercializador podrá tornarse relevante en el futuro.
* Los acuerdos entre distribuidoras locales (aunque sean monopolios naturales cada una de ellas),
puede afectar la competencia por comparación (yardstick competition), a la que echa mano el
regulador a fin de superar la asimetría de información que lo afecta.
* Dado que la electricidad y el gas son sustitutos (el gas y la electricidad se utilizan para cocinar,
calefaccionar, etc.) se han planteado casos en los Estados Unidos ante fusiones a nivel minorista
de utilities de electricidad y gas. Nunca existieron sanciones.
* Cuando un insumo es requerido en algún proceso productivo (por ejemplo, el gas para algunas
generadoras de energía), existiría la posibilidad de que una fusión vertical que integre las etapas
monopólicas (ahora “upstream”) de transporte y distribución de gas con la producción del bien
que utiliza el gas como insumo (siguiendo el ejemplo, el generador de electricidad), determine su
control sobre el mercado de generación térmica de electricidad. A este tipo de fusiones se las
denomina “convergence mergers”. En este caso una adquisición daría lugar a tener información
sobre los costos de los competidores; incluso, se podría elevar los costos de este insumo esencial
a sus rivales. En vez de tener en cuenta los costos propios para imponer precios, la utility
eléctrica que se integró con la producción del insumo, al tener información de sus rivales,
impondrá precios según los costos de los competidores. La FTC inició un caso que implicó el gas
38
39
El factor de carga es el cociente entre la demanda promedio y la demanda en el pico.
Heimler, op.cit.
25
natural, en el que FERC juzgó la fusión entre Enova y Pacific Enterprises, problemática por este
motivo.
* Cuando un proveedor de gas debe negociar con un generador térmico (se destaca que en estos
casos no hay convergence mergers; no hay fusión); surgen dos problemas:
- Por un lado, como se vio más arriba, el proveedor de gas conoce los costos del generador, y
conoce a qué precio del gas va a “entrar al sistema”40. En tanto la regulación de la tarifa lo
permita, el proveedor del insumo podrá discriminar precios, extrayendo excedente al generador.
- el problema del “hold up”: la inversión relativamente irreversible de la usina para insumir gas (y
no fuel oil) permitiría mejorar la posición negociadora del proveedor de gas (ya sea el
distribuidor, o el tranportista en caso de bypass), por lo que se generan incentivos para la firma de
contratos a largo plazo, o la tendencia a la integración vertical
En Argentina, entre 1993 y 1995 se pusieron en funcionamiento 9 centrales térmicas
pertenecientes a grandes usuarios o distribuidores de electricidad (entre ellas, Central Puerto).
Ultimamente, se están poniendo en funcionamiento varias centrales vinculadas a importantes
productores de gas natural: El Bracho, en Tucumán, perteneciente a Pluspetrol, verticalmente
integrada con el yacimiento Ramos operado por esa firma. Otros proyectos significativos:
• en julio de 1997 se inauguró la central Termoeléctrica Buenos Aires, el principal accionista es
Central Costanera SA, con el 51% del paquete accionario.
• de TGN; GENELBA, en Ezeiza;
• de Perez Companc, la que sería la segunda central térmica del país; AMOCO, Camuzzi y
General Electric, una usina en Comodoro Rivadavia (construida por Camuzzi, su proveedor
de gas).
• Bridas y Astra han anunciado una inversión conjunta para la renovación total de la central
eléctrica de Dock Sud, que implica la compra de un turbogenerador a vapor, alimentado a
gas, y dos turbogeneradores a gas. El consumo de gas será abastecido por los yacimientos
propios de Bridas y Astra.
En el caso de El Bracho se revela el problema del financiamiento a la inversión en capacidad41.
Como la normativa establece que el gasoducto debe invertir para aumentar la capacidad en tanto
reciba por ello un retorno razonable, en general se requiere a los demandantes de tal aumento en
capacidad, el pago de la tarifa más una contribución. Como para unir el pozo con la central se
debían cubrir 600 km. Pluspetrol decidió abonar esta contribución; pero debido al acceso abierto
surge el problema del oportunismo una vez construido el gasoducto. También el productor podría
construir su propio gasoducto, pero otra vez aparece la amenaza del free riding.
Otra explicación a la aparición de casos de integración entre el proveedor de gas y la usina de gas
es que, debido a los altos costos de inversión que exige la extensión de las redes residenciales, los
productores y distribuidores de gas han estimulado el consumo del segmento de los grandes
usuarios. Este objetivo se ha procurado por vía de incrementos tarifarios proporcionalmente
40
Además, el nivel de actividad de las centrales térmicas depende del nivel de actividad de las centrales
hidroeléctricas. Cuando hay baja hidraulicidad de las represas, se motoriza la utilización de las centrales térmicas, y
en consecuencia, del gas natural.
41
En este aspecto, se ha planteado un debate sobre cuáles son los mejores métodos para incentivar la inversión en
transporte. Las alternativas son el método “incremental” y el “roll in”. Este es un problema regulatorio, y no de
defensa de la competencia, aunque la afecta a través del problema de acceso libre. En Argentina los productores
pueden construir sus propios gasoductos, según la ley de hidrocarburos.
26
menores y de la realización de inversiones en el área de generación eléctrica, como se vio más
arriba. En este sentido, se ha buscado estabilizar el consumo de gas como combustible
reemplazando en forma permanente al fuel oil.
27
III. LAS VENTAJAS DE LA INTEGRACIÓN VERTICAL: ¿QUÉ SE PIERDE CON LA
DESINTEGRACIÓN DE LA INDUSTRIA?
Una de las conclusiones que se pretende avalar con este trabajo, es que las ventajas de la
integración vertical en el mercado del gas provienen no de la existencia economías de alcance, ni
siquiera por la existencia de costos conjuntos en algunas actividades42, sino de las ventajas de
este tipo de integración versus los contratos de largo plazo. Si las ventajas de los contratos de
largo plazo pierden vigencia por la desregulación del sector, convendría la desintegración pues
• los costos por desintegración se soportan sólo “una vez” (al momento de llevar a cabo tal
operación)
• las ventajas de la desintegración son “para siempre” (es decir, siempre existirán menores
incentivos a practicar conductas anticompetitivas)
Por ello, el caso argentino es ventajoso, aunque aún pueden percibirse algunas áreas a mejorar en
materia de defensa de la competencia (a las que se alude en este trabajo), y en materia regulatoria
(no consideradas en este trabajo).
En Argentina la separación se podría cuestionar desde dos ángulos: por generar monopolios
sucesivos y por afectar la inversión en transmisión. La cuestión de cómo la desintegración afecta
la inversión es un tema lo suficientemente complejo en sí mismo como para dedicarle un estudio
propio, aunque ya se ha aludido a los problemas de inversión que sufren los productores y
consumidores en el caso argentino, tanto en el sector gasífero como en otros en los que se ha
obligado la separación.
En materia de “monopolios sucesivos”, se ha argumentado que la separación trae aparejada la
doble marginalización. En realidad, hay una primer distinción respecto del caso habitual de doble
marginalización: como los precios de las dos etapas monopólicas (distribución y transporte) están
regulados, se supone que la regulación evita el margen del monopolista, por lo que la doble
marginalización no podría darse. En caso de que la doble marginalización fuera posible, habría
incentivos por parte de la firma upstream (el gasoducto) a fijar los precios de reventa al
downstream (distribuidor), a fijar cuotas, o a exigir franquicias (en todos los casos, para que el
distribuidor viera reducida su capacidad de ejercer su poder de mercado, y con ello no afectara
los beneficios en la etapa upstream). En el caso argentino no se ha observado ninguna tendencia a
aplicar estas prácticas. Obviamente, en caso de existir la doble marginalización, también habría
un incentivo a la integración, que se descarta pues la regulación la prohibe expresamente.
Suponiendo nuevamente que la regulación de los precios no lograra evitar la doble
marginalización, la desintegración estaría generando una pérdida por generar doble
marginalización, tanto de excedente a los consumidores como a los productores. No obstante, es
posible que las ventajas que se logran en materia de eliminación de incentivos para imponer
prácticas anticompetitivas, más que compensen la más remota posibilidad de estar generando
42
Es posible considerar algunas ventajas de la coordinaciòn centralizada entre producción y transmisión, pero en tal
caso la ventaja sería muy reducida. Green y Newbery (1993) afirman que cuando se desintegra la firma, como los
precios se hacen más transparentes, las decisiones de inversión en cada etapa dependerá de los predicciones sobre
precios futuros. Si estos precios no son eficientes desde el punto de vista social, podrán llevar a tomar decisiones de
inversión ineficientes.
28
doble marginalización: el transportista no pueda comprar gas (con lo que desaparecen los
incentivos a impedir el acceso) y el distribuidor sí puede, reduciendo en gran medida costos de
transacción para los usuarios residenciales y comerciales que hubieran debido, en caso contrario,
comprar el gas a través de pools de consumidores, o de comercializadores específicamente.
Volviendo al tema de los beneficios acarreados por la integración vertical, el planteamiento
básico surge en tanto las diferentes etapas de un proceso productivo pueden llevarse a cabo en
una firma integrada, o varias firmas desintegradas que operan entre sí con contratos o en
mercados spot. La integración vertical es una forma extrema de contrato de largo plazo, que
mejora el problema de los contratos incompletos (es decir, de los contratos que no pueden prever
todas las contingencias). En el sector gasífero se ha observado, antes de la última ola
desregulatoria, la prevalencia de firmas integradas verticalmente, o firmas separadas
confeccionando contratos a largo plazo. Sólo en los últimos años han surgido mercados spot y de
futuros, por ejemplo, en los Estados Unidos.
Existen fuertes argumentos que sostienen que el acceso abierto ha eliminado gran parte de los
incentivos a los contratos de largo plazo (y con ello, también a la integración vertical), y que el
fenómeno de la aparición de mercados spot y de futuros es sostenible. En el caso de los Estados
Unidos, luego de la desregulación (i.e., el desempaquetamiento), se observa una persistente
tendencia, primero, a la reducción de los plazos de estos contratos, y luego a su virtual
desaparición43. Además, se observa la aparición de cláusulas del tipo market out, que ligan los
contratos a la performance de los mercados.
La lista de motivos que justifican en el mercado del gas, la integración vertical o los contratos de
largo plazo con cláusulas particulares, incluye:
•
•
•
•
•
•
el oportunismo,
el risk sharing,
los costos de transacción,
la regulación44,
el financiamiento de la inversión y
las externalidades de common pool45.
No obstante, esta lista no incluye todas las razones para los contratos de largo plazo. Por ejemplo,
aún cuando se eliminen algunas de las razones citadas arriba, seguramente se seguirán llevando a
cabo contratos de largo plazo para la reserva de capacidad por parte del distribuidor.
43
Desde que comenzó la desregulación del sector se ha venido también observando que los contratos han
incorporado cláusulas de renegociación, o que permitieran ajustar el acuerdo a las condiciones del mercado. Por
ejemplo, se citan las cláusulas denominadas “market out”, que permitían que el gas no fuera despachado por el
gasoducto a los precios fijados en el contrato si el gas no iba a poder ser revendido con alguna rentabilidad.
44
Algunas características de la regulación puede inducir la formación de contratos de largo plazo; en tanto
desaparezca la regulación, desaparecerán los incentivos. Por ejemplo, si la regulación no permite la integración
vertical, se podrán llevar a cabo contratos de largo plazo en lugar de fusiones.
45
Esta es una de las razones por las que es común ver que en muchos países el gas se “ventila”, o al menos se lo
hacía en el pasado. Las consideraciones técnicas necesarias para analizar este punto en detalle, superan el objetivo de
este trabajo.
29
A continuación se considerarán, por su relevancia, las tres primeras motivaciones por separado,
pero antes se hará mención a algunas de las características de los mercados spot y futuros de gas.
Mercados spot y de futuros, una nota:
Ha sido un punto tradicional en la literatura referida al sector, su coincidencia respecto de que no
es adecuado referirse a un “precio internacional” del gas, pues existen diferencias regionales que
tienen relación con la estructura de la industria, su grado de integración vertical y horizontal y las
condiciones de los contratos a largo plazo, entre otros factores, que inhiben la convergencia
internacional e incluso entre regiones, de los precios; se suma a esto que las regulaciones son
muy diferentes por país.
Aún en el caso de los Estados Unidos y Canadá, que presentan características de mercados
bastantes integrados, ha sido común señalar la imposibilidad de determinar precios spot y futuros
representativos para cualquier área de producción o puerta de entrada a grandes ciudades: por
ejemplo, en abril de 1990 se autorizó la cotización de mercados de futuros en gas natural de
petróleo en la Bolsa de New York (que resultó ser el contrato de más rápido crecimiento en la
historia de esa Bolsa), pero en mayo de 1995 la FERC debió aprobar un segundo contrato a
futuro que se transa en la Bolsa de Kansas, luego de comprobar que el primero no era útil para
todo el mercado norteamericano, incluyendo las importaciones desde Canadá. Por ello, se
subraya la cautela que hay que tener para juzgar la competitividad en un mercado, basado en los
precios de otros.
Este problema surge debido a la falta integración (física) entre los mercados, por lo que es el
arbitraje “completo” de precios ha sido tradicionalmente impracticable.
De Vany y Walls (1995)46 intentan detectar los cambios que ha generado la desregulación en este
ámbito de análisis en los Estados Unidos. Para ello, estudian la evolución de la distribución
espacial de los gasoductos desde la instauración del régimen de acceso abierto en mercados
estadounidenses interconectados, y sostienen que la dinámica de los precios del gas estuvo
fuertemente influida por esta performance, en la que también ha incidido la aparición de “centros
de mercadeo” para el gas y el transporte en los lugares donde los gasoductos se intersectaban o se
acercaban, de modo tal que su conexión fuera económicamente viable.
La interconexión de los mercados con acceso abierto ha venido permitiendo, no obstante, que los
mercados sean desafiables desde cualquier localización de la producción, mejorando
sustancialmente las posibilidades de arbitraje exitoso. El estudio de estos autores, referido a los
precios spot del gas natural en 20 mercados espacialmente separados, les permite concluir que la
integración de los mercados avanzó sustancialmente desde la desregulación del sector (es decir,
de la exigencia de acceso abierto). Hacia 1991, más del 65% de los mercados se habían
cointegrado, revelando que el acceso abierto había aumentado la competitividad en los mercados
de gas.
46
A. de Vany y W. D. Walls. “The emerging new order in natural gas: markets versus regulation” (1995)
30
El acceso abierto, además, dio lugar a conductas del tipo “hit and run”, que hacen al mercado
desafiable, debido a que se ha atomizado la compraventa de gas, y se negocia activamente la
capacidad de transporte interrumpible.
Con la desregulación, como los precios spot son volátiles, el mercado de futuros puede promover
la eficiencia al permitir a los usuarios y oferentes de gas hedgear el riesgo de cambios en los
precios. El precio futuro del gas puede alejarse del precio spot para compensar a los inversores
por su riesgo sistemático Un contrato de futuros permite a vendedores y compradores acordar
precios futuros, aún en un contexto de mercados spot volátiles. Asimismo, al hedgear el riesgo
con contratos de futuros, serán menos renuentes a negociar en mercados spot.
Los motivos para los contratos de largo plazo
Oportunismo (o problema de la cautividad o “hold up”).
Si un productor lleva a cabo una inversión irreversible, el demandante de su producto podrá sacar
ventaja de esa irreversibilidad ofreciendo un precio que sólo cubra los costos variables de
producción, sin permitir recuperar la inversión. Esta situación se agrava en mercados
monopsónicos u oligopsónicos. En el caso de la producción de gas, que también requiere altos
costos hundidos, la existencia de un único comprador (el gasoducto) daría lugar el ejercicio de
poder monopsónico y no permitiría recuperar los costos irreversibles para el productor. El
productor descontaría este comportamiento por parte del transportista, y decidiría no invertir en el
sector (en perjuicio de toda la sociedad) o decidiría llevar a cabo la inversión, pero con menor
intensidad de capital que la que sugerirían los precios relativos de los factores. El gasoducto
enfrenta la misma situación, pues también hunde inversión, cuando enfrenta a productores
monopólicos u oligopólicos, o cuando enfrenta distribuidores monopólicos por región.
Este problema desaparece o se morigera cuando
• Hay integración vertical o contratos a largo plazo
• Se limita el poder monopsónico del gasoducto al atomizar la demanda de gas que enfrenta el
productor a través del acceso abierto al gasoducto, la prohibición de compra de gas por parte
del gasoducto y/o la admisión del bypass comercial
• Se limita el poder oligopólico de los productores frente al gasoducto, liberalizando el sector
productivo en un mercado (al menos, potencialmente competitivo)
• Se limita el poder monopsónico de los distribuidores frente al gasoducto al admitir el bypass
físico (sortenado la distribución física) o comercial (no elude la distribución física, pero se
limita a pagar el servicio de distribución; no le debe comprar el gas al distribuidor).
Existen trabajos empíricos que avalan el argumento de que el oportunismo ha sido, en parte, la
causa de los contratos de largo plazo, inclusive en la industria del gas47. Para el caso inglés, se ha
argumentado que, en tanto la British Gas fue la única compradora de todos los productores, el
47
Joskow (1987): “Contract duration and relationship specific invsetments, 77 American Economic Review 168;
Kerkvliet (1991) y Kaserman y Mayo (1991); Hubbard y Weiner (1991): “Efficient contracting and market power:
evidence from the US natural gas industry”, 34 Journal of Law and Economics 25.
Joskow logra encontrar relación entre la duración del contrato y el grado de especificidad de los activos.
31
resultado fue que sólo a través de contratos a largo plazo se incentivó la inversión en la
producción. La aparición de competencia redujo el plazo de los contratos como dio lugar a la
aparición de mercados spot.
Risk sharing:
Algunas de las cláusulas de los contratos de largo plazo en el mercado del gas, han servido para
asignar riesgos asociados a las fluctuaciones de precios, a la exploracion y explotación, etc. entre
el productor y el transportista, pudiendo en mercados no competitivos, trasladar el riesgo hacia
abajo, hasta llegar a los usuarios finales de toda la cadena productiva. Por ejemplo, las cláusulas
“take or pay” aseguran ventas futuras a los productores, pues requieren que el comprador
(generalmente, el gasoducto) pague una cierta cantidad mínima de gas, más allá de que luego esa
cantidad se transe en los hechos48. Otro ejemplo son las cláusulas de “escalamiento de precios”,
que protegen a los productores de ventas a precios menores que los de mercado. Existían también
contratos de área por los que el gasoducto acordaba adquirir todo el gas que el productor podría
encontrar en una determinada área. Por otro lado, con los contratos los gasoductos se aseguraban
un flujo cierto de gas, y se protegían de los riesgos asociados a la compra spot; por ejemplo, los
acuerdos que incluyen cláusulas del tipo “market out”, protegen a los gasoductos por contratos de
compra de gas, a precios mayores a los de mercado.
Con el desarrollo de mercados spot y futuros de gas natural, como con cualquier otra commodity,
cambian los riesgos y las formas de asegurarse contra ellos. Por ejemplo
•
•
•
•
•
48
Como los transportistas pueden actuar como tales, y no necesariamente como revendedores
de gas, se aislan del riesgo que generan las fluctuaciones de precios entre la compra y la venta
(especialmente cuando la desregulación permite mayor volatilidad en los precios a boca de
pozo).
Los productores pueden confeccionar contratos forward de largo plazo con usuarios finales o
compañías distribuidoras, lo que es posible dado el acceso abierto.
Los productores, distribuidores locales, usinas y otros usuarios industriales pueden llevar a
cabo contratos de futuros para hedgear riesgos de fluctuaciones en los precios spot del gas.
Un distribuidor local que enfrenta un precio regulado para el gas despachado, sin cláusulas de
ajuste, podrá hedgear el riesgo de un precio spot creciente “yéndose largo” en el mercado de
futuros.
Los gasoductos, las compañías de distribución, y los clientes industriales almacenan gas
según sea su “convenience value”, que puede ser reflejado en los precios futuros.
Con esta cláusula el productor soporta el riesgo de exploración y explotación, y el comprador (gasoducto) soporta
todo el riesgo asociado con el mercado (es decir, el riesgo de que el producto no pueda ser vendido). Si la cláusula
take or pay la pacta el dueño de un caño (por ejemplo, el distribuidor) con el productor, en un contexto en que no
existe (legalmente) el bypass, el riesgo de “mercado” asociado es más bajo que cuando el bypass es posible. Al
aparecer el bypass, con contratos (de largo plazo) con take or pay, inflexibles, estos costos de la distribuidora son
pasados al consumidor cautivo.
32
Sin dudas, esta chance de asegurarse con otros medios contra los riesgos ha dado lugar a reducir
los requisitos de plazos prolongados en los contratos, y con ello, los beneficios de la integración
vertical.
Costos de transacción:
Estos costos incluyen los costos de búsqueda y de negociación. Los contratos de largo plazo
pueden reducir costos de transacción porque reducen la búsqueda y la negociación. Sin embargo,
la confección de estos contratos es costosa, como también el monitoreo. El acceso abierto ha
reducido los costos de transacción entre gasoducto y productor.
La literatura ha examinado varias características de los contratos de largo plazo: por ejemplo, la
propiedad de las líneas de captación, las provisiones take or pay, y las provisiones de ajuste de
precios; su hallazgo es que son los costos de transacción (antes que la regulación, el poder de
mercado o el riesgo) los que explican estas cláusulas. Por otro lado, en la medida que los activos
se hacen específicos, la ganancia potencial del oportunismo (por ejemplo, la extracción de renta
por parte del gasoducto) aumenta, por lo que los costos de contratar (y de controlar el acuerdo)
aumentarán más que los costos de la integración vertical (más aún si el monopolio es bilateral),
generando así un incentivo a la integración.
Otros trabajos hacen hincapié en los costos asociados a los monopolios bilaterales (o en mercados
donde existen activos específicos) para negociar los contratos; si los costos de transacción están
asociados a los de negociación en un monopolio bilateral, la apertura a la competencia con acceso
abierto elimina en gran medida estos costos, en tanto surgen mercados spot que brindan la
posibilidad de usar el precio spot como un benchmark.
El acceso abierto y la competencia dan lugar a la creación de futuros, lo que a su vez permite
reducir costos de transacción en contratos de largo plazo. Así, los contratos se estandarizan y son
más fácilmente transferibles; las firmas pueden armar portafolios de contratos que reflejen sus
necesidades, sin atarse a contratos forward multiperiódicos.
33
IV. EL CASO ARGENTINO. ALGUNAS CONSIDERACIONES DESCRIPTIVAS.
Marco Regulatorio
Hasta 1992, la actividad de transporte y distribución de gas natural era llevada a cabo enla
Argentina por la empresa Gas del Estado, que adquiría el 90% del fluido a YPF y el resto lo
importaba desde Bolivia y lo compraba a algunos productores privados nacionales. Hacia junio
de 1992, la participación de estos últimos era del 3% del total: Bridas, Astra, Perez Companc,
Pluspetrol, Total, Deminex, Tecpetrol, Coastal, y otras menores
La ley 24076 de 1992 estableció el nuevo marco normativo, regulando el transporte y
distribución, a los que cataloga como “servicio público nacional”. Además, parceló a Gas del
Estado en un conjunto de compañías de transporte (dos)49 y distribución (ocho)50 a ser vendidas a
operadores privados (primero se transfirieron los activos a compañías y luego se privatizaron)51.
La ley prevé las figuras de los productores, captadores, procesadores, transportistas,
almacenadores, distribuidores, comercializadores y consumidores.
Según la ley 24076, la producción, captación y tratamiento del gas seguirá siendo objeto de la ley
17319 (Ley de Hidrocarburos), y el Ministerio de Economía estará encargado de fijar un valor de
transición para el gas natural en boca de pozo, luego de lo cual, se negociaría libremente. El
precio del gas se desregula efectivamente con el decreto 2731 el 1/1/94. Este decreto también
afirma que constituye “un deber irrenunciable del estado asegurar la existencia de un mercado
competitivo cuyas condiciones permitan la formación de precios óptimos para beneficio de los
consumidores”; además, se refiere al requisito de transparencia y de información en tiempo real.
El precio del gas en boca de pozo es uno de los componentes de la tarifa al usuario final; se
refiere al precio en el punto de ingreso al sistema de transporte, y apunta a compensar los costos
por explotación, delimitación de reservas y compresión del gas. El ENARGAS debe promover
también la competencia en esta etapa.
Se consideran transportistas a las personas jurídicas del derecho privado que, habilitadas por
concesión, licencia o permiso (por 35 años), condujeran gas desde el punto de ingreso al sistema
hasta su recepción por parte de distribuidores, almacenadores o grandes consumidores. Los
transportistas no pueden comprar ni vender gas, con excepción de las compras que hagan para
consumo propio. La retribución del transportista está regulada52. La tarifa, reconoce dos variantes
de acuerdo a la modalidad del servicio: transporte en firme (otorga abastecimiento prioritario al
distribuidor que lo suscribe, no pudiendo interrumpir el suministro del fluido mientras dure el
contrato entre ambos) o interrumpible. El servicio interrumpible prevé que se deberá aceptar la
49
Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur. Parte del gas producido no entra al sistema de
transporte, pues se consume en la región donde se extrae: es el caso de Gas de Malargue para Distribuidora Cuyana,
y otras fuentes utilizadas por Distribuidora Sur.
50
Metropolitana, Buenos Aires Norte, Pampeana, Cuyana, del Centro, Noroeste, Litoral y del Sur.
51
Existen subdistribuidores, que son entes o sociedades de derecho privado que operan cañerías de gas que conectan
el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios. Como se comenta más abajo, existe la
excepción de la subdistribuidora de la ciudad de Paraná.
52
Inicialmente, la determinación de la tarifa apuntó a reflejar los posibles costos de ampliación de la capacidad de
transporte en el mediano plazo
34
interrupción del servicio, cuando se avise con la debida antelación, a la sola opción de la
distribuidora. A fin de evitar la integración vertical en la cadena gasífera, los transportistas no
podrán acceder a la distribución, producción, almacenaje ni podrán ser transportistas los
consumidores que contraten directamente con los productores.
El transportista facturará los cargos por la reserva de capacidad de transporte, los cargos por
volumen transportado bajo el servicio de transporte interrumpible, los cargos por servicio de
intercambio y desplazamiento, entre otros cargos (por ejemplo, multas por entregas menores o
mayores a las autorizadas)
El transportista está obligado a permitir el acceso a sus instalaciones y servicios sobre una base
no discriminatoria; los costos directos o indirectos de la instalación serán soportados por quien
requiera la interconexión. Sin embargo, este acceso libre no implica que se pueda exigir al
transportista una amplicación de sus instalaciones. El transportista está obligado a transportar gas
en tanto la capacidad existente en el gasoducto lo permita, de conformidad con las modalidades
del servicio a contratar
El transportista podrá en forma discrecional, reducir sus tarifas reguladas, pero la reducción se
deberá realizar para todos los que contratan en los mismos términos. La reducción no se puede
realizar por prestar un servicio (si el firme sale lo mismo que el interrumpible, siempre le van a
comprar firme. Una vez que le compro fijo, revendo interrumpible; me parece que ésta es la idea)
Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente,
transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de
consumo, dentro de una región determinada. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones
con instalaciones permanentes. Pueden contratar directamente con productores o
comercializadores, pero no les está permitido el control de las firmas transportistas, ni ser
productores o almacenadores. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten
directamente con los productores53. Al sector distribuidor del gas se lo considera monopólico.
Se establecen las siguientes categorías de usuarios:
a. Residencial R: medidores domésticos no comerciales, sin requerimiento de compra mínima
b. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de compra.
El cliente no tiene una cantidad contractual mínima, y no es atendido bajo un contrato de servicio
de gas
c. General G (SG-G): Servicio para uso no doméstico en donde el cliente ha celebrado un
contrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima, la cual en ningún caso puede ser
inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año
d. Grandes Usuarios: estos podrán contratar servicios de distribución firmes o interrumpibles:
• ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio
de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m3 y un plazo contractual no
menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es interrumpible.
53
El nuevo marco tarifario eximió a las distribuidoras de la aplicación de regímenes tarifarios preferenciales, y en
caso de que se decidiera preservar alguno de ellos, el estado deberá explicitar los mecanismos presupuestarios a
través de los que el Tesoro resarcirá al distribuidor privado por los quebrantos ocasionados.
35
•
•
•
•
•
FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio
de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m3 y un plazo
contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es firme.
SDB: Servicio que se presta a un cliente que opera cañerías de gas que conectan el sistema de
distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios (excepción hecha para el SDB de
la ciudad de Paraná, conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Para
operar como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. El servicio es firme
GNC: Servicio que se prseta a una persona física o jurídica que expende gas natural
comprimido para uso como combustible para automotores y cuenta con un medidor
individual separado.
FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una
estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio
de gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000 m3. Este servicio está disponible
para cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato
sobre una base firme.
IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de transporte.
No debe utilizar el gas para usos domésticos, ni ser una estación de GNC, ni un
subdistribuidor. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 m3 por año, y
un plazo contractual no menor a doce meses. Se presta sobre base interrumpible.
Las tarifas SG-G, FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad además del cargo
por m3 consumido. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad; el
usuario sólo paga por los m3 consumidos.
Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora, un
cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada, corregido por el factor de
carga, que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los
últimos doce meses previos al ajuste, y el consumo pico diario de la categoría en cuestión, en el
mismo período.
Las compras que efectúen las distribuidoras están sujetas a las especificaciones del art. 3 inc a, 38
inc c y 52 inc d. Ellos determinan que la tarifa del gas a los consumidores incluye el precio en el
punto de ingreso al sistema de transporte (ciñéndose a la regla del passthrough). El precio de
venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su
adquisición (que podrá incluir elementos adicionales al del precio del gas percibido por los
productores). El ENARGAS podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores, si
determinara que los precios acordados exceden a los negociados por otros distribuidores en
situación equivalente a juicio del ente. El decreto 1738/92 aclara que las variaciones del precio de
adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final de modo que no se produzcan ni beneficios
ni pérdidas para los transportistas ni el distribuidor (dos veces por año). El ente debe tomar en
cuenta todas las características de las operaciones de las distribuidoras, no simplemente el criterio
automático del menor costo. Si se revisan contratos, no obstante, no se deberá vulnerar la
confidencialidad. En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes
independientes, serán considerados justos y razonables. El impugnante soportará la carga de la
prueba del exceso injustificado. Aunque se impida el traslado, el contrato seguirá vigente
36
La contratación del servicio de transporte en firme implica, por parte de la distribuidora, el pago
de un cargo por reserva de capacidad, que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos que
se esperan transportar en el transcurso del año. El coeficiente entre la capacidad contratada y la
efectivamente utilizada, es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme. La
construcción de plantas de almacenamiento podrá disminuir las reservas de capacidad y mejorar
la eficiencia en el uso de la capacidad de transporte disponible.
Tanto los transportistas como los distribuidores están obligados a permitir el acceso libre e
indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemas
que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidas
por las partes. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus
instalaciones, excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Los transportistas y
distribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la
solicitud.
El gas natural que se inyecte en los sistemas de transporte y distribución deberá reunir las
especificaciones dispuestas en la reglamentación referida a la materia.
Se legisla la figura de la comercialización, que prevé la aparición de brokers que intermedien en
la compraventa del gas. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta de
terceros. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañías
de transporte o de distribución.
Cualquier consumidor podrá convenir la compra de gas natural directamente con los productores
y comercializadores. Si lo hicieran con los primeros, no podrán controlar firmas transportistas o
distribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor. Los consumidores que
hagan uso del derecho de adquirir el gas directamente, y que utilicen instalaciones del
distribuidor, deberán abonar la tarifa de distribución que corresponda, pudiendo, sin embargo,
negociar un acuerdo entre las partes, en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos;
también se aplica que el costo atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a
otros consumidores. Si contratan directamente con el productor, podrán construir, a su exclusivo
costo, sus propios ramales de alimentación.
Las cláusulas que determinan la separación de la industria, se refieren al control empresario. En
caso que una empresa participe en varias actividades, sin llegar al control (que está prohibido), el
ENARGAS debe autorizar la operación.
Asimismo, en materia tarifaria, se estableció que el precio del transporte y la distribución,
regulado por el ente regulador, deberá ser “justo y razonable”. La tarifa del gas a los
consumidores será el resultado de la suma del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de
transporte, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. En los pliegos de condiciones de las
licitaciones para transporte y distribución se fijan tarifas máximas (price caps), sujetas a ajuste
37
por el ENARGAS con elementos que propicien la mejora en la eficiencia (factor X)54, sin ir en
desmedro de las inversiones (factor K)55. Cada cinco años el ENARGAS revisará el sistema de
ajuste de las tarifas. Los primeros cinco años el factor fue cero. Por las licencias, las tarifas son
calculadas en dólares y convertidas en pesos al momento de su aplicación. Las compañías
podrían fijar tarifas menores al price cap, pero deberán siempre recuperar todos los costos. Los
transportistas y distribuidores podrán reducir total o parcialmente la rentabilidad contemplada en
sus tarifas máximas, pero en ningún caso podrán dejar de recuperar sus costos. En ningún caso
los costos atribuibles al servicio prestado por un consumidor podrán ser recuperados mediante
tarifas cobradas a otros consumidores.
Los precios tope a cobrar por las distribuidoras se fijan por tipo de usuario. En esto se distingue
de las corrientes más comunes de fijación de price cap, que pueden fijar el tope a un promedio
ponderado de precios en caso de que la firma produzca múltiples bienes (en este caso, se podría
argumetnar que se producen diferentes bienes según sea el usuario que lo recibe), o al ingreso
proveniente de la comercialización del bien o bienes producidos (en este caso, se requiere una
unidad homogénea)
La primera revisión tarifaria determinó un factor X para cada transportista y cada distribuidora.
Para el factor K, se presentaron 123 proyectos de inversiones a considerar, 28 de ellos
descalificados por el ente56
A partir del nuevo marco tarifario, el estado adoptó diversas medidas fiscales para suavizar el
impacto de los aumentos más severos. Fue suprimido el Impuesto a la Transferencia del Gas
Natural, y se decidió no incrementar la tarifa en la Patagonia Sur (Chubut, Santa Cruz y Tierra
del Fuego; 7.5% de los usuarios residenciales), a través de un subsidio explícito a la distribuidora
respectiva. También están subsidiados los jubilados con remuneraciones más bajas.
Las tarifas de transporte y distribución deberán generar ingresos suficientes para cubrir costos,
teniendo en cuenta las diferencias inherentes a cada tipo de servicio por tipo de prestación,
ubicación geográfica, etc. Deben posibilitar una razonable rentabilidad a las empresas que operen
con eficiencia, contemplando que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo
comparable, y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los
servicios
El ENARGAS es un organismo autárquico con las siguientes facultades de control sobre la
industria: supervisión de calidad y seguridad de las prestaciones; establecimiento de precios
54
El 5 de enero de 1998 fueron publicadas las resoluciones que establecieron el marco tarifario, que toma en cuenta
la revisión tarifaria quinquenal. El nivel de rebaja tarifaria osciló entre el 4.4 y el 4.8% según la distribuidora, llegó a
6.5% para TGS, y a 5.2 para TGN.
55
Será de aplicación si el ente requiriese inversiones adicionales a las inicialmente previstas, y que no puedan ser
recuperadas mediante tarifas vigentes. Como este factor conduce a la elevación de las tarifas por programas de
inversión, se deberá probar que los mismos benefician a la mayoría de los usuarios del sistema de transporte y
distribución.
56
Los ajustes previstos a la tarifa inicial son a) periódicos y de tratamiento prestablecido (ajuste por variaciones en
los indicadores del mercado internacional, el PPI de los Estados Unidos, se llevan a cabo en julio y enero de cada
año, ajuste por variaciones en el precio del gas comprado y ajuste por variaciones en el costo de transporte); b)
periódicos y de tratamiento a preestablecer por el ente regulador (ajuste por revisión quinquenal) y los no recurrentes
(cómo los basados en circunstancias justificadas por la normativa vigente y por cambios en los impuestos)
38
máximos y cláusulas de ajuste en las operaciones de transporte y distribución; resolución de
controversias entre operadores y aprobación de proyectos de expansión. El ENARGAS controla
las tarifas, la calidad del gas natural, las inversiones obligatorias, los procedimientos de
mantenimiento y seguridad, los reclamos, la facturación basándose en información de las
licenciatarias y sus inspecciones. Asimismo, debe debe establecer las bases para el cálculo de las
tarifas de las habilitaciones a transportistas y distribuidores,
El nuevo marco autoriza las importaciones de gas natural sin necesidad de aprobación previa. Las
exportaciones deberán ser autorizadas por el Poder Ejecutivo (en la medida que no se afecte el
abastecimiento interno)
La defensa de la competencia, la CNDC y el ENARGAS
En los últimos días de setiembre de 1999 se ha promulgado la nueva ley de defensa de la
competencia, que sustituirá la ley 22.262 del año 80. Esta nueva ley reforma el rol antitrust de los
entes reguladores de los servicios públicos; aunque dependiendo del sector regulado, la reforma
ha sido más o menos sustancial. En efecto, como se verá a continuación, el rol de agente antitrust
del ENARGAS dispuesto por la ley 24076 y los decretos o resoluciones posteriores, no
contradecía las disposiciones de la ley 22.262. En este ámbito, el sector gasífero fue un
beneficiado respecto de sus análogos regulados de la economía argentina: en electricidad o
telecomunicaciones las contradicciones jurisdiccionales surgían por doquier.
Cómo se ha visto más arriba, específicamente en materia de antitrust, en el art.2 inc. b) de la ley
24076 se establecía como objetivo de la regulación “promover la competitividad de los mercados
de oferta y demanda de gas natural”. Cuando se hacía referencia a los sujetos activos de la
industria, se refería a los agentes económicos involucrados en los tramos a regular y en los
competitivos.
El art. 23 determinaba que los transportistas y distribuidores no
impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante
limitaba la propiedad y el control de las firmas involucradas en
consecuencia a los problemas competitivos que podrían surgir como
vertical.
podrán realizar actos que
en el mercado. El art. 34
cada etapa, aludiendo en
resultado de la integración
En el art. 52 se determinaban las facultades y funciones del ENARGAS, estableciendo en el inc
d), como facultad, “prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o indebidamente
discriminatorias entre los participantes de cada una de las etapas de la industria, incluyendo a
productores y consumidores, y dictar las instrucciones necesarias a los transportistas y
distribuidores para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles”.
El Artículo 66 establecía que “toda controversia que se suscite entre los sujetos de esta Ley, así
como con todo tipo de terceros interesados, ya sean personas físicas o jurídicas, con motivo de
los servicios de captación, tratamiento, transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización de gas, deberán ser sometidas en forma previa y obligatoria a la jurisdicción del
Ente”.
39
El decreto que reglamenta la ley 24076 (1738/92) establece en su art. 23, que el ente tendrá
competencia administrativa inicial para entender en las denuncias por competencia desleal o
abuso de posición dominante en el mercado por parte de transportistas y distribuidores. Toda
denuncia recibida por las autoridades de aplicación de las leyes 22802 y 22262, referentes a
prestadores sujetos a la competencia del ente, deberán ser remitidas sin otra tramitación al ente.
Además, establece que ENARGAS, una vez realizado el sumario, remitirá una propuesta de
decisión al órgano administrativo competente a resolver (este órgano debe ser la CNDC)
Este decreto (de jerarquía menor que la ley) contradice a la ley 22262, aunque podría
interpretarse, por el artículo 14 de la mencionada ley, que el presidente de la CNDC está
designando un delegado que tendrá a su cargo la instrucción (en tanto los delegados instructores
sean funcionarios nacionales, provinciales o municipales), con lo que la controversía desaparece.
Según el mencionado decreto, el ente tramitará el sumario respectivo, el que será elevado, con su
propuesta de decisión, al órgano administrativo competente que resolverá (la CNDC). El ente
podrá establecer criterio que determinen reglas generales de actuación. Cuando proyecte dictar un
acto de alcance general haciendo aplicación del art. 23 de la ley, deberá publicar su proyecto y
otorgar un plazo a los interesados para presentar sus observaciones al respecto. La regulación del
ente comienza a partir de que el gas es inyectado al gasoducto; no regula a los productores, que si
presentan un problema de defensa de la competencia, deben ser considerados por la CNDC.
Esta normativa no aclara las normas de procedimiento a aplicar en el sumario tramitado por el
ENARGAS. Si bien el art. 65 de la ley 24076 establece la aplicación de la Ley de Procedimiento
Administrativo, la instrucción del sumario por violación de la ley de defensa de la competencia,
cuya tramitación se reserve a ENARGAS, debe regirse por las normas de procedimiento
establecidas en la ley 22.262 y las de procedimiento penal cuya aplicación supletoria prevé dicha
ley en el art. 43.
En materia de adquisiciones y fusiones, las limitaciones de la 24076 son una manera de controlar
estas operaciones.
La ley promulgada en 1999 establece en su artículo 3 que a sus disposiciones quedan sometidas
todas las personas físicas y jurídicas, públicas o privadas, con o sin fines de lucro que realicen
actividades económicas en todo o en parte del territorio nacional. Queda claro de este artículo que
las empresas de los sectores regulados serán objeto de esta ley, y no de otras, aunque se refieran a
la regulación específica de los mercados en los que actúan.
El art. 59, para despejar dudas, establece que la nueva ley deroga toda atribución de competencia
relacionada con el objeto y finalidad de la ley (la “defensa de la competencia”), otorgada a otros
organismos o entes estatales.
Se presume que con la nueva ley, el nuevo órgano antitrust tendrá prevalencia sobre los entes,
aunque no por ello se descarte que los entes participen en la etapa de instrucción de los casos.
Así, la nueva ley no implica grandes cambios jurisdiccionales para el ente regulador del gas,
aunque cabe destacarse que los casos antitrust presentados en el sector hasta el presente, en el
ámbito nacional, han sido (utilizando una definición no amplia de la defensa de la competencia)
casi nulos.
40
V. SINTESIS Y DELINEACION DE ÁREAS FUTURAS DE ESTUDIO
De este trabajo se pretenden obtener algunas conclusiones básicas en materia de política de
competencia en sectores regulados, que sienten las bases para nuevas investigaciones referidas a
este tema, aplicado tanto al sector gasífero como a otros servicios públicos.
En principio, se concluye que:
! La política de competencia debe ser neutral al sector en la que se aplica. Si bien cada sector
presenta características propias, lo que define la política de competencia a aplicar no es tanto
las especificidades del sector aludido, sino el objetivo que prima para su aplicación: la
eficiencia económica
! De ser así, el tratamiento por sector de la defensa de la competencia debe tener una óptica
operativa, que sirva para sentar las bases de posibles casos antitrust futuros: por ejemplo,
determinar metodologías para la determinación del mercado relevante a nivel de producto y
geográfico. El recomendable tratamiento caso por caso en los problemas antitrust echa por
tierra la posibilidad de definir conductas anticompetitivas ex ante, estrictamente en el marco
de sectores o coyunturas particulares.
! Ilustrándose con el sector gasífero, se han introducido tres puntos clave en la temática
antitrust de los sectores regulados: el acceso a la infraestructura monopolizada, los efectos de
la regulación en materia de integración o desintegración vertical y la discriminación de
precios. A grandes rasgos, se ha concluído que
- el acceso es un problema antitrust que puede acarrear efectos no deseados en materia de
evasión regulatoria y anticompetitiva;
- los incentivos a impedir el acceso por parte del monopolista siempre están presentes en
tanto se permita la integración vertical;
- la obligación de desintegración vertical es siempre deseable desde la óptica antitrust
porque elimina el incentivo antes aludido de obstaculizar el acceso, aunque se admite la
posible generación de incentivos perjudiciales en materia de inversión.
- la introducción de competencia vía la desregulación puede acarrear los beneficios que, se
teme, se podrían perder con la obligación de desintegración (por ejemplo, la posibilidad
de completar contratos incompletos que permitan el risk sharing). Un ejemplo de que esto
puede ser así es la aparición de mercados de futuros en los Estados Unidos, en un
contexto de tendencia a la desintegración vertical (no obligatoria)
- la discriminación de precios en mercados regulados puede ser enteramente pro eficiencia,
aunque para determinar sus bondades deben realizarse estudios caso por caso, sopesando
pros y contras
! El caso argentino de regulación del sector gasífero incorpora múltiples elementos deseables
desde la óptica antitrust, aunque no han sido contemplados plenamente los efectos sobre la
inversión de la obligación de desintegración vertical en un contexto de acceso abierto.
Adicionalmente, la delimitación de jurisdicciones entre ente y agencia antitrust se juzga
conveniente, en tanto promueve que la regulación la lleve a cabo el regulador, y el juicio
sobre promoción de la eficiencia de las conductas lo lleve a cabo la agencia especializada.
41
Serie Textos de Discusión CEER
Para solicitar alguno de estos documentos o suscribirse a toda la Serie Textos de Discusión
CEER, vea las instrucciones al final de la lista.
Número
Autor(es)
Título
Fecha (mes/año)
1
Laffont, Jean-Jacques
Llevando los principios a la práctica
en teoría de la regulación
2
Stiglitz, Joseph
The Financial System, Bussiness Cycles
and Growth
03/1999
03/1999
3
Chisari, Omar y
Estache, Antonio
The Needs of the Poor in
Infraestructure Privatization
The Role of Universal Service
Obligations. The Case of Argentina
03/1999
4
Estache, Antonio y
Martín Rossi
Estimación de una frontera de
costos estocástica para empresas
del sector agua en Asia
04/1999
5
Romero, Carlos
Regulaciones e inversiones en el sector
eléctrico.
05/1999
6
Mateos, Federico
Análisis de la evolución del precio
en el Mercado Eléctrico Mayorista
de la República Argentina entre 1992
y 1997.
06/1999
7
Ferro, Gustavo
Indicadores de eficiencia en agua y
07/1999
saneamiento: el caso de Aguas Argentinas.
8
Balzarotti, Nora
La Política de Competencia Internacional
09/1999
9
Ferro, Gustavo
La experiencia de Inglaterra y Gales en
micromedición de agua potable
09/1999
42
CEER Working Paper Series
To order any of these papers, or all of these, see instructions at the end of the list.
Number
Author(s)
Title
Date (mm/yy)
1
Laffont, Jean Jacques
Translating Principle Into Practice
in Regulation Theory
03/1999
2
Stiglitz, Joseph
Promoting Competition in
Telecommunications
03/1999
3
Chisari, Omar
Estache, Antonio and
Romero, Carlos
Winners and Losers from Utility
Privatization in Argentina: Lessons
from a General Equilibrium Model
03/1999
4
Rodríguez Pardina, Martín Efficiency Measures and Regulation:
and Martín Rossi
An illustration of the Gas Distribution
Sector in Argentina
5
Rodriguez Pardina, Martín Consistency Conditions: Efficiency Measures for the
Rossi and Christian Ruzzier Electricity Distribution Sector
05/1999
in South American
04/1999
43
Centro de Estudios Económicos de la Regulación
Solicitud de incorporación a la lista de receptores de publicaciones del CEER
Deseo recibir los ejemplares correspondientes a la serie (marque con una cruz la que corresponda), que se publiquen
durante 1999:
a)
Working Papers Series
b) Serie de Textos de Discusión
(...) impreso
(...) e-mail, formato pdf
(...) impreso
(...) e-mail, formato pdf
Mi nombre es:.......................................................................................................................
Ocupación:............................................................................................................................
Domicilio:..........................................................................................................................................................................
................................................................................................
.........................................................
Firma
Tenga a bien enviar esta solicitud por correo a:
SECRETARIA CEER
Chile 1142, 1° piso
1098 Buenos Aires
Argentina
Por fax, al 54-11-43797588
E-mail: ceer@uade.edu.ar