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SERIE DOCUMENTOS DE TRABAJO
La Crisis del Gas Natural en Argentina.
Motivos y algunos Escenarios sobre sus Consecuencias
Ariel A. Casarin, María Eugenia Delfino y Luciana Nicollier
Septiembre de 2004
La Serie de Documentos de Trabajo tiene por objeto difundir las tareas de investigación de los profesores del IAE, la Escuela de Dirección y Negocios de la Universidad Austral. Este
Documento de Trabajo forma parte de las actividades de investigación del Centro de Estudios en Gobierno, Empresa, Sociedad y Economía (GESE). El GESE es un centro de estudios independiente
y políticamente neutral que tiene por objeto realizar contribuciones académicas y prácticas para el debate de políticas públicas, regulatorias y de la competencia. Esas contribuciones son puestas
al alcance del público y la comunidad científica.
DT 2/2004
Resumen Ejecutivo La crisis económica, política y social originada por la desordenada salida del régimen de
Convertibilidad motivó un profundo cambio en las reglas de juego y las conductas de los usuarios de gas natural como de las empresas que participan en la industria. El Gobierno ha intentado evitar que la crisis tenga un impacto mayor, pero esas medidas parecen haber aumentado la incertidumbre jurídica en el sector. Casi tres años después, desde el Gobierno aún se sostiene que las dificultades para abastecer las mayores demandas de gas se deben a que las empresas no han realizado las inversiones necesarias y se insiste en que las tarifas no deberían revisarse hasta que las inversiones no sean retomadas. La industria plantea un enfoque opuesto porque afirma que las tarifas actuales no permitirían cubrir los costos de realizar nuevas exploraciones ni expansiones en capacidad de transporte. Las distribuidoras de gas parecen enfrentar además mayores dificultades, pues son las que deben arbitrar las mayores demandas con las limitaciones de la oferta y la capacidad de transporte del gas natural. Esas evidencias parecerían indicar que la prolongación del conflicto inevitablemente conduciría a un fuerte deterioro de la eficiencia de toda la industria.
Este trabajo combina fundamentos teóricos simples con evidencias recientes que permiten reflexionar sobre las causas que motivan esa crisis y sus consecuencias para el sector. El trabajo presenta, primero, un breve análisis de la evolución de la industria del gas natural en Argentina e introduce, después, un simple marco conceptual para examinar las causas de la crisis originada desde principios de 2002. El trabajo luego realiza un análisis económico muy simple sobre los servicios firmes e interrumpibles y examina la evolución de la capacidad de transporte, los motivos de los incrementos de las demandas de gas natural e intenta explicar las causas por las que las empresas parecen no realizar nuevas inversiones. El trabajo finalmente discute algunos escenarios posibles sobre la evolución de la industria en el corto plazo y la racionalidad de las medidas adoptadas para el sector.
Los resultados de este trabajo sugieren que el planteo de que las dificultades para abastecer las mayores demandas de gas se deben a que las empresas no han realizado las inversiones necesarias parece no ser válido, pues las evidencias indican que las inversiones realizadas en los segmentos de transporte y distribución condujeron hacia importantes aumentos de capacidad cuyo nivel de utilización en el año 2001 no era completo. Sin embargo, el rápido desplazamiento de la demanda provocado por la distorsión en los precios relativos de los combustibles que siguió a la devaluación condujo a que la industria pasara, en pocos meses, de una situación de exceso de capacidad de transporte a otra de exceso de demanda, principalmente por los aumentos en las de los usuarios con mayores posibilidades de sustitución. La devaluación también provocó que los costos de las empresas aumenten, pero por sobre todo que los de expandir la capacidad no se cubran por completo.
El exceso de demanda ha provocado que las demandas de algunos usuarios no puedan ser satisfechas. Las proyecciones sugieren que esas dificultades podrían extenderse a los usuarios con contratos no interrumpibles. El análisis claramente indica que un aumento del precio eliminaría la demanda insatisfecha y permitiría a las empresas recuperar sus costos totales de producción, y otorgaría los incentivos suficientes para emprender nuevas expansiones en capacidad. Un motivo de preocupación, hasta que ello ocurra, se apoya en la reciente interposición de medidas cautelares que impiden a las distribuidoras interrumpir el suministro a usuarios que habían contratado ese servicio. La multiplicación de esas medidas podría provocar graves perjuicios al resto de los usuarios que no disponen de alternativas de sustitución y cuyos servicios no pueden ser interrumpidos. Parecería claro que la mejor forma de sortear la escasez de gas y su capacidad de transporte en el corto plazo sería postergar la demanda de quienes pueden, técnicamente, sustituir su consumo de gas natural de manera que la escasa oferta sea distribuida entre quienes carecen de esas alternativas de sustitución. Esa parecería ser, además, una decisión más justa.
1. Introducción
El deterioro en la situación económica, política y social originada en Argentina
a fines de 2001 y la adopción del régimen de tipo de cambio flotante que condujo hacia
la devaluación del peso provocaron, en la industria del gas natural, un profundo cambio
en las reglas de juego y los comportamientos tanto de los usuarios como de las empresas
que participan en el sector. Los cambios en las normas regulatorias comenzaron a
principios de 2002, cuando el Congreso de la Nación promulgó la Ley de Emergencia
Económica (25.561) que pesificó las tarifas, eliminó sus mecanismos de ajuste (Art.8)1
y obligó al congelamiento del precio del gas en el punto de ingreso en el sistema.2
Como suponíamos, esas medidas sobre los precios condujeron rápidamente al sector
hacia una crisis motivada por factores que afectaron tanto la oferta y la capacidad de
transporte del gas natural como su demanda.
El Gobierno ha intentado evitar que la crisis tenga un impacto mayor sobre los
usuarios mediante una serie de medidas destinadas a modificar el funcionamiento de la
industria. El Poder Ejecutivo cambió la estructura de algunas categorías tarifarias,
introdujo un nuevo procedimiento de cortes de servicio (Dto. 180/2004) y propuso un
mecanismo de ajuste del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte
(Dto. 181/2004), la Subsecretaría de Combustibles adoptó un programa de
racionalización de exportaciones (Disp. 27/2004) que luego fue sustituido por un
programa complementario de abastecimiento al mercado interno (Res. 659/2004)
mientras que la Secretaría de Energía adoptó medidas de prevención para evitar
dificultades de abastecimiento (Res. 265/2004), estableció un mecanismo de uso
prioritario de la capacidad de transporte y modificó la estructura y niveles de tarifas para
usuarios residenciales con el fin de limitar su consumo (Res. 503/2004 y 415/2004).
Como era de suponer, esa serie de medidas parecen haber aumentado la incertidumbre
jurídica provocada por la desordenada salida del anterior régimen macroeconómico y
por lo tanto, motivar que las empresas no emprendan nuevas inversiones en la industria.
1 El Congreso también autorizó al Poder Ejecutivo a renegociar los contratos de las empresas (Art. 9). Hasta la fecha de realización de este trabajo ese proceso parece permanecer inconcluso. 2 El precio del gas en boca de pozo fue liberalizado a principios de 1994.
3
A pesar de que parecería claro que los factores que desencadenaron la crisis del
sector son exógenos a las partes afectadas, aún persisten opiniones encontradas respecto
las causas que la profundizan. Desde el ámbito gubernamental se sostiene que las
dificultades para abastecer las mayores demandas de gas natural se deben a que las
empresas no han realizado las inversiones necesarias desde mediados de la década de
los noventa y se insiste en que las tarifas de esas empresas no deberían revisarse hasta
que los procesos de inversión no sean retomados. La industria plantea un enfoque
opuesto que se apoya en la posición de que el nivel actual de las tarifas no permitiría
cubrir los costos de realizar nuevas exploraciones y expansiones en capacidad. Existe
finalmente una visión – aunque minoritaria – que insiste en que los orígenes de la crisis
se deben a la participación del sector privado en la industria y por lo tanto apelan por
una mayor presencia estatal en la gestión.
En contraposición a las discrepancias sobre los orígenes de la crisis, existe un
consenso cada vez más generalizado de que el conflicto afecta tanto a los demandantes
(los usuarios) como a los oferentes (las empresas). Por un lado, los usuarios se
encuentran afectados, pues algunos enfrentan cortes de servicio y su calidad se
deteriora, mientras que, por el otro, las empresas licenciatarias se encuentran afectadas
pues enfrentan una frágil situación económica y la modificación de algunos de los
términos de sus licencias. Las distribuidoras de gas parecen enfrentar, además, mayores
dificultades, pues son las que deben arbitrar las mayores demandas con las limitaciones
de la oferta y la capacidad de transporte del gas natural. Esas evidencias parecerían
indicar que la prolongación del conflicto inevitablemente conduciría a un fuerte
deterioro de la eficiencia de toda la industria. Este trabajo combina fundamentos
teóricos simples con evidencias recientes que permiten reflexionar sobre las causas que
motivan esa crisis y sus consecuencias para el sector.
El trabajo se organiza de la siguiente manera. La próxima sección presenta un
breve análisis del comportamiento de algunos indicadores relevantes que permiten
explorar la evolución de la estructura de la industria del gas natural de red en Argentina.
La Sección 3 introduce un simple modelo de la teoría económica que luego se emplea
como marco conceptual para examinar las causas de la crisis originada a principios de
4
2002. La Sección 4 se concentra en el segmento de distribución, pues detalla los
principales aspectos relacionados con la prestación de ese servicio. Esa sección
concluye con un simple análisis económico sobre los servicios firmes e interrumpibles.
La Sección 5 examina la evolución de la capacidad de transporte, los motivos de los
incrementos de las demandas de gas natural e intenta explicar las causas por las que las
empresas no parecen realizar nuevas inversiones. La Sección 6 desarrolla algunos
escenarios posibles sobre la evolución de la industria en el corto plazo y discute la
racionalidad de las medidas adoptadas para el sector. La Sección 7 resume y presenta
las conclusiones.
2. La Industria del Gas Natural en Argentina
La industria del gas natural está compuesta por cuatro etapas. La primera
consiste en la exploración y extracción de gas, una actividad que es principalmente
desarrollada por empresas que, en general, también se dedican a la explotación del
petróleo. Esta primera etapa es conocida como el upstream de la industria. Las
siguientes tres conforman el downstream y consisten en el transporte, la distribución y
comercialización del gas natural desde los centros de producción hasta los de consumo.3
La transmisión de gas involucra el uso de gasoductos y de otras instalaciones necesarias
para transportar el gas desde los centros de producción (las cuencas de gas) hasta los
puntos de entrada a las ciudades (o city-gates). La distribución de gas natural desde el
city-gate hasta los usuarios finales como las familias, las industrias y los generadores de
electricidad constituye la segunda etapa. La última etapa es la de comercialización, la
que básicamente es una función de ventas.4
Previo a su privatización, la industria del gas natural en Argentina estaba
compuesta por una única empresa productora, que tenía el monopolio para la
exploración y producción de petróleo y gas natural (YPF), y por Gas del Estado, que
3 Las leyes Nro. 17.319 y 24.076 distinguen tres segmentos básicos de la actividad: la producción, el transporte y la distribución de gas. Sin embargo, los avances tecnológicos han permitido que la comercialización de gas constituya un segmento adicional en la cadena de valor de la industria. 4 En términos físicos, la transmisión de gas natural se desarrolla en redes de alta presión (60 a 80 bar), la transmisión regional frecuentemente se realiza mediate redes de media presión (40 y 15 bar) mientras que la distribución local se desarrolla con presiones menores a 15 bar.
5
tenía también un monopolio para la transmisión y distribución de gas natural en todo el
país. Gas del Estado comenzó sus actividades como Dirección de Gas del Estado y sus
orígenes se remontan a la nacionalización en 1945 de la Compañía Primitiva de Gas,
una empresa británica creada en el siglo diecinueve que distribuía gas obtenido de la
destilación de carbón a 265.000 usuarios en la Ciudad de Buenos Aires. La conclusión
del primer gasoducto de larga distancia conjuntamente con otras decisiones de política
energética llevaron, en 1952, a la organización de la actividad bajo la forma de empresa
estatal.5
El Cuadro 1 resume algunos datos para el upstream de la industria, porque
muestra la evolución de las series de producción, exportaciones, importaciones y de
reservas probadas de gas natural. Los datos muestran que, entre 1972 y 2001, la
producción aumentó de 8 a casi 46 mil millones de m3 y que las reservas probadas
crecieron de 163 a 693 mil millones, un valor 16 veces superior al nivel de producción
del 2001.6 Las series muestran que el considerable aumento de las reservas coincide con
el descubrimiento de la cuenca gasífera de Loma de la Lata de principios de los ochenta.
El importante incremento de la producción habría permitido, por un lado, reemplazar
una parte considerable de las importaciones por producción doméstica y en los últimos
años incrementar el volumen exportado por el otro. Así, entre 1975 – cuando ocurrió la
primera importación – y el año 2002 las importaciones de gas natural se redujeron de
aproximadamente 1.500 millones de metros cúbicos anuales a apenas 100 millones,
mientras que las exportaciones, inexistentes hasta fines de los noventa, superaron en
2001 los 5 mil millones de metros cúbicos por año.
La localización de las cuencas de producción, que se encuentran en regiones
extremas muy distantes de los principales centros de consumo, obligó a Gas del Estado
a construir una extensa red de gasoductos de transmisión. Ese proceso resultó en un
sistema de transmisión de cinco gasoductos de alta presión que desembocan en la
Provincia de Buenos Aires. El segmento del gasoducto San Martín que une la región sur
5 Un decreto del Poder Ejecutivo transformó a la empresa en Sociedad del Estado y transfirió luego su supervisión legal y societaria a la Sindicatura General de Empresas Públicas, un organismo oficial creado en 1977 para controlar las directivas legales, financieras y fiscales de más de 20 empresas públicas. 6 Lo que indica que las reservas existentes equivalen a 16 años del nivel de producción de ese año.
6
de Comodoro Rivadavia con Buenos Aires fue concluido parcialmente en 1952 y
conjuntamente con el gasoducto Norte proveyeron la capacidad de transporte inicial. El
mayor desarrollo de la red de transporte tuvo lugar a lo largo de la década de los setenta
y los ochenta. Una expansión del gasoducto San Martín más hacia el sur fue concluida
alrededor de 1974, y el descubrimiento de la cuenca gasífera de Loma de la Lata en la
provincia de Neuquén fomentó la construcción de otros dos sistemas: el Centro-Oeste,
que fue concluido en 1981, y el sistema NEUBA, formado por los gasoductos Oeste y
NEUBA II, que fue finalizado en 1988.
Cuadro 1
Producción, Importaciones, Exportaciones y Reservas de Gas Natural Desde 1972 a 2001; en millones de m3
Importaciones Exportaciones Año Producción Bolivia Chile Chile Brasil Uruguay Reservas Probadas
Años de Producción
1972 8.317 196.712 23,65 1973 8.914 201.746 22,63 1974 9.428 201.054 21,33 1975 10.275 1.557 200.379 19,50 1976 11.032 1.571 352 197.083 17,87 1977 11.663 1.639 470 246.177 21,11 1978 11.504 1.581 675 432.163 37,57 1979 12.815 1.726 95 273.694 21,36 1980 13.466 2.038 641.105 47,61 1981 13.629 2.196 648.437 47,58 1982 15.523 2.297 691.571 44,55 1983 17.181 2.227 678.887 39,51 1984 18.764 2.211 668.291 35,62 1985 19.113 2.211 681.498 35,66 1986 19.246 2.214 670.806 34,85 1987 19.168 2.120 693.387 36,17 1988 22.734 2.228 773.016 34,00 1989 24.207 2.210 743.927 30,73 1990 23.018 2.193 579.056 25,16 1991 24.643 2.178 592.869 24,06 1992 25.043 n.d. 540.429 21,58 1993 26.663 1.714 516.662 19,38 1994 27.702 2.257 535.528 19,33 1995 30.441 2.052 73 619.295 20,34 1996 34.650 2.094 28 2 685.587 19,79 1997 37.074 1.703 680 683.796 18,44 1998 38.630 1.752 2.001 2 686.584 17,77 1999 42.425 420 4.228 23 748.133 17,63 2000 44.870 4.682 164 37 777.610 16,63 2001 45.912 5.305 742 34 763.526 16,63
Fuente: Informes Anuales de Combustible, Secretaría de Energía y ENARGAS. Varios años.
7
La rápida expansión de Gas del Estado se realizó, sin embargo, prestando
aparentemente escasa atención al desempeño económico y financiero de la empresa. Las
evidencias indican que las tarifas de Gas del Estado reflejaban la presencia de subsidios
cruzados entre diferentes categorías de usuarios (generalmente en detrimento de los
usuarios industriales) y también que sus niveles no alcanzaban para cubrir los costos
operativos de la empresa (Givogri, 1980; FIEL, 1999). Por ejemplo, un estudio de
Visintini (1995) indica que el déficit operativo de Gas del Estado entre 1985 y 1992
alcanzó los 1,4 mil millones de dólares. Esas políticas tarifarias generaron importantes
déficits operativos, insuficientes inversiones en mantenimiento y respuestas
insatisfactorias a la demanda, además de un servicio de poca calidad. El deficiente
desempeño de Gas del Estado y el efecto negativo de las empresas públicas en el
presupuesto nacional probablemente contribuyeron a inclinar la opinión pública en
favor de la transferencia de esta actividad al sector privado.
La privatización de Gas del Estado comenzó en 1991 con la designación de un
administrador, la formación de un Comité de Privatización y el diseño del marco
regulatorio, que fue establecido en julio de 1992 con la promulgación de la Ley de Gas
Natural (N.ro 24.076). Para su transferencia al sector privado, Gas del Estado fue
organizada en diferentes unidades de transmisión y distribución. El sistema de
transmisión de alta presión se dividió en dos unidades. Los gasoductos San Martín,
Oeste y NEUBA conformaron la unidad Sur (actualmente TGS) mientras que los
gasoductos del Norte y Centro-Oeste constituyeron la unidad Norte (actualmente TGN).
La red de distribución se organizó en ocho unidades siguiendo un criterio que priorizó
una organización provincial y la jurisdicción operacional de Gas del Estado.7 Las
nuevas operaciones fueron transferidas al sector privado el 28 de diciembre de 1992.
El Gobierno nacional otorgó, a las nuevas empresas de transporte y distribución,
licencias por 35 años renovables por otros 10.8 Las empresas de distribución poseen
derechos exclusivos en sus áreas de concesión, aunque no pueden oponerse a la
conexión de su sistema con las instalaciones de un tercero que las solicite (un
7 En 1998 se otorgó una concesión a una novena firma de distribución para que construyera y operara una red de gas natural en la Mesopotamia, la que nunca había dispuesto de gas natural. 8 Las nuevas empresas se organizaron en todos los casos bajo la forma legal de Sociedad Anónima (S.A.)
8
subdistribuidor, por ejemplo9) siempre que ello sea solicitado por el regulador, el
distribuidor haya tenido la opción para construir esas instalaciones (y haya rehusado
hacerlo), el tercero cubra todos los costos y la construcción u operación de las nuevas
instalaciones no resulten antieconómicas y ni tampoco las tornen a las del distribuidor.
En el caso del transporte, sin embargo, el esquema regulatorio habilita a que otras
empresas puedan construir gasoductos de alta presión en cualquier punto del país. Como
resultado de la privatización y de la reestructuración de Gas del Estado, la industria del
gas natural de red se encuentra separada horizontal y verticalmente con una
considerable diversificación en la estructura de propiedad.
Los casi diez años transcurridos desde la privatización hasta la suspensión de los
términos de las Licencias (dispuesto por la Ley de Emergencia Económica a principio
de 2002) permiten examinar el comportamiento de algunos indicadores relevantes para
el sector. El Cuadro 2 detalla la evolución de la longitud de las redes y la potencia de
compresión de la red de transporte y la longitud de las cañerías de distribución entre los
años 1960 y 2001. Los datos muestran que, durante esos años, la extensión total de los
gasoductos de transporte creció en promedio 260 kilómetros por año (o 5 % anual). La
mayor expansión de la red ocurrió entre 1975 y 1985, cuando el gasoducto San Martín
se extendió más hacia el sur y se construyeron los sistemas Centro-Oeste y NEUBA II,
aunque el ritmo de expansión se redujo considerablemente entre 1985 y 1992.
Durante los nueve años que siguieron a la privatización de la industria, las
empresas transportistas extendieron la red de gasoductos en una cantidad de kilómetros
equivalente a un cuarto de la adicionada por Gas del Estado en más de 30 años, a un
ritmo de casi 260 kilómetros por año. Sin embargo, los incrementos en la capacidad de
transporte que siguieron a la privatización se efectuaron principalmente mediante
ampliaciones de la capacidad de los gasoductos ya existentes (véase Sección 5)
agregando una mayor capacidad de compresión, lo que sería favorable para los usuarios
en el corto plazo, pues esa inversión es menor a la de construir nuevos gasoductos (y
por lo tanto las tarifas menores también). Los datos del cuadro muestran que en algo
9 Un subdistribuidor es aquél que opera una red de gas que conecta a un grupo de usuarios con un sistema de distribución o transporte.
9
más de una década, las empresas transportadoras aumentaron la capacidad de
compresión en un 67%, desde 505.600 a 848.620 HP.
Cuadro 2
Longitud del Sistema de Transmisión y Distribución Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1960 a 2001, en kilómetros
Sistema de Transporte Sistema de Distribución
Año Red de Gasoductos Potencia de Compresión1 Red de Distribución
Kilómetros ∆ Anual Promedio HP ∆ Anual
Promedio Kilómetros ∆ Anual Promedio
1960 1.679 11.862 1965 2.047 74 14.392 506 1970 2.380 67 18.655 853 1975 2.909 106 25.772 1.423 1980 5.573 533 32.180 1.282 1985 8.069 499 46.846 2.933 1992 10.066 285 505.600 22.982 68.227 3.054 1997 10.987 184 626.490 24.178 92.421 4.839 2001 12.376 347 848.620 55.532 109.533 4.278
Promedio 1960 - 2001 261 20.698 2.671
Nota: 1 Sólo se incluyen datos de la capacidad de compresión para el período postprivatización, pues no han podido obtenerse datos para el período anterior. El promedio para el período 1960-1992 es una aproximación que supone que en 1960 esa capacidad era igual a cero.
Fuente: Boletín Estadístico de Gas del Estado y ENARGAS. Varios años.
Los datos del Cuadro 2 también muestran que las ocho distribuidoras que
surgieron de la privatización extendieron la red de distribución de gas en más de 40 mil
kilómetros entre 1992 y 2001. Esa expansión es equivalente a más de dos tercios de la
que realizó Gas del Estado en casi cuatro décadas, desde sus orígenes hasta su
privatización, pues las extensiones de la red que realizaron las distribuidoras por año
hasta 2001 más que duplicaron las que hacía Gas del Estado hasta su privatización.
El Cuadro 3 completa esos datos, porque detalla la evolución de la longitud de las redes
de distribución para cada una de las distribuidoras. Las series muestran que las mayores
expansiones anuales de las redes de distribución fueron efectuadas por las empresas
10
Camuzzi Pampeana (más de 800 kilómetros por año), Gas Natural BAN y Gas del
Centro.
Cuadro 3
Longitud de Redes de Distribución por Empresa Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1993 a 2001, en kilómetros
Año BAN Metrogas Litoral Centro Cuyo Gasnor Camuzzi Pampeana
Camuzzi del Sur
1993 15.668 11.828 5.547 7.539 6.207 4.818 13.991 8.5901994 16.566 12.294 6.330 8.538 6.525 4.999 14.768 9.0361995 17.341 12.820 6.751 9.137 6.815 5.127 16.218 9.4281996 17.767 13.160 7.076 9.346 7.276 5.299 16.867 10.0721997 18.192 13.311 7.438 9.718 7.674 5.550 17.463 10.3941998 18.821 13.951 7.862 10.161 7.978 6.025 17.829 10.6061999 19.354 14.557 8.329 11.047 8.165 6.283 18.338 10.9392000 19.885 15.022 8.706 11.768 8.462 6.658 19.340 11.1892001 20.255 15.678 9.170 12.088 8.697 7.029 21.551 12.052
Fuente: Informes Anuales ENARGAS. Varios años
Entre los motivos que indujeron la privatización de Gas del Estado se destacan las
dificultades que enfrentaba la empresa para financiar sus importantes requerimientos de
inversiones. El Cuadro 4 resume las series de inversión nominal y algunos indicadores
de desempeño financiero para las empresas de transmisión y distribución que surgieron
de la privatización. En primer lugar, esos datos muestran que la inversión en su conjunto
ha sido importante: los flujos de inversión se incrementaron significativamente, luego
del primer año de administración privada, excediendo en 1994 y 1995 la mitad de las
ventas. Las series también muestran que, mientras las ventas de las empresas presentan
una tendencia, en general creciente, comienzan a crecer marcadamente con
posterioridad a la revisión tarifaria de 1997, los ingresos netos se mueven en el sentido
contrario: decrecen hasta 1996, para estabilizarse y volver a caer marcadamente después
del año 2000. Los indicadores de rentabilidad confirman estas observaciones, pues tanto
la rentabilidad sobre el patrimonio como la rentabilidad sobre activos presentan una
tendencia decreciente durante casi todo el período postprivatización.
11
Cuadro 4 Inversiones y Desempeño Financiero
Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1993 a 2001.
Inversiones1 Ventas Ingresos Netos Inversión
sobre ventas
ROA2 ROE3
Año
Milllones de pesos
∆ %
Milllones de pesos
% ∆
Milllones de pesos
% ∆ % % %
1993 212 1.214 502 17,5 11,8 15,11994 848 300,0 1.255 3,4 506 0,8 67,6 9,8 12,91995 680 -19,8 1.253 -0,2 460 -9,1 54,3 7,8 10,61996 355 -47,8 1.248 -0,4 397 -13,7 28,4 6,7 9,31997 495 39,4 1.268 1,6 418 5,3 39,0 6,7 9,61998 538 8,7 1.361 7,3 407 -2,6 39,5 6,6 10,21999 453 -15,8 1.468 7,9 416 2,2 30,9 6,6 10,42000 329 -27,4 1.571 7,0 417 0,2 20,9 7,0 10,92001 354 7,6 1.634 4,0 266 -36,2 21,7 4,2 6,4
Notas: 1 Las inversiones están definidas como la compra de activos fijos tangibles. 2 ROA se define como el ingreso neto (después de impuestos) dividido por el total de activos.
3 ROE se define como el ingreso neto (después de impuestos) dividido por el patrimonio neto. Fuente: Memorias y Balances de las firmas, 1993 - 2001
El Cuadro 5 muestra la evolución del número de usuarios para distintas categorías
en el período 1960 - 2001. Los datos muestran que el número total de usuarios se
incrementó a una tasa del 5 % anual - es decir, un promedio de 128 mil nuevos usuarios
por año. En general, esas series muestran que la incorporación anual de usuarios resultó
muy superior en el período postprivatización, pues pasó de 118.000 nuevos usuarios por
año en el período 1960-1992 a aproximadamente 163.000 en el período 1992-2001. En
ambos casos, el crecimiento del número de usuarios se explica casi totalmente por el
incremento de usuarios residenciales.
12
Cuadro 5 Número de Usuarios
Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1960 a 2001
Total
Año Residencial Comercial Industrial Otros Usuarios ∆ Anual Promedio
1960 750.374 12.715 3.280 3.223 769.592 1965 1.012.072 20.288 6.935 4.262 1.043.557 54.793 1970 1.286.515 30.244 9.463 6.043 1.332.265 57.742 1975 1.852.729 48.699 11.731 7.937 1.921.096 117.766 1980 2.330.334 80.653 16.744 9.770 2.437.501 103.281 1985 3.203.064 114.227 21.113 12.670 3.351.074 182.715 1992 4.351.280 157.993 26.030 17.645 4.552.948 171.696 1997 5.150.722 195.693 28.961 23.464 5.398.840 169.178 2001 5.753.985 212.884 24.456 27.436 6.018.761 154.980
Fuente: Informes Anuales ENARGAS. Varios años
El Cuadro 6 presenta la cantidad de usuarios de gas natural para distintas
categorías en los años que siguieron a la privatización. Durante ese período, el número
total de usuarios se incrementó más del 27%, pues de más de 4 millones de usuarios
pasó a 6 millones, un crecimiento similar al experimentado por Gas del Estado entre
1960 y 1990. El aumento en el número total de usuarios se explica casi exclusivamente
por el incremento de los residenciales, que en el período aumentaron 27 %. Los usuarios
residenciales representan más del 95 % del total, mientras que los comerciales e
industriales, productores de electricidad y los agregados en la categoría “Otros” (en su
mayor parte estaciones de GNC) representan conjuntamente sólo el 4 % del total.
13
Cuadro 6 Número de Clientes
Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1993 a 2001
Año Residencial Comercial Industrial Centrales Otros Total
Eléctricas usuarios
1993 4.522.384 168.361 30.621 55 18.407 4.739.828 1994 4.716.526 176.828 22.154 55 18.438 4.934.001 1995 4.841.992 190.005 22.280 56 21.880 5.076.213 1996 4.998.299 188.031 29.783 61 22.625 5.238.799 1997 5.150.722 195.693 28.961 61 23.403 5.398.840 1998 5.340.355 202.939 29.114 61 24.237 5.596.706 1999 5.500.509 209.215 25.407 60 25.488 5.760.679 2000 5.647.427 211.230 24.858 60 26.754 5.910.329 2001 5.753.985 212.884 24.456 58 27.378 6.018.761
Fuente: Informes Anuales ENARGAS. Varios años
La tasa de incorporación de nuevos usuarios difiere en las distintas áreas de
distribución. Gas Natural BAN y Camuzzi Gas Pampeana son las que han incorporado
el mayor número de nuevos usuarios, mientras que Gasnor y Distribuidora de Gas del
Centro son las que reflejan mayores tasas de su crecimiento. El Gráfico 1 presenta la
relación entre la cantidad de usuarios en 1993 y la tasa anual de crecimiento para las
distribuidoras entre los años 1992 y 2001. El gráfico muestra una relación inversa, pues
cuanto menor era el alcance de la red de gas natural al inicio de la concesión, mayor la
tasa anual de incorporación de nuevos usuarios. Esa situación podría originarse en el
paulatino alejamiento de las redes de transporte y distribución de los mayores centros
consumidores, lo que hace que las nuevas extensiones de redes se traduzcan en
incorporaciones cada vez menores de nuevos usuarios.
14
Gráfico 1 Número de Usuarios en 1993 y Tasas Anuales de Crecimiento
Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1960 a 2001
Gasnor
Litoral
Camuzzi Sur
CuyoCentro
Camuzzi Pampeana
BAN
Metrogas
0
1
2
3
4
5
6
0 300.000 600.000 900.000 1.200.000 1.500.000 1.800.000 2.100.000
Usuarios
Fuente: Elaboración propia en base a datos de los Informes Anuales del ENARGAS.
El Cuadro 7 resume información de consumo de gas natural de red para el período
1980-2001. Los datos muestran que el total de gas entregado aumentó entre el año de la
privatización y el 2001 a una tasa anual promedio de poco más del 3,5 % - lo que
implica que el gas entregado en 2001 resultara un 30 % superior al entregado en 1993,
mientras que en el período anterior (1980-1992) lo hizo a una tasa anual promedio
superior al 6 %; este mayor crecimiento relativo se origina en la expansión de las redes
de transporte y distribución efectuadas en esos años con motivo del descubrimiento de
los nuevas cuencas de producción.
Entre las participaciones relativas de cada tipo de usuario en el total de gas
entregado se destaca el aumento del GNC (incluido en la categoría Otros), que pasó de
representar apenas un 3 % del total de gas entregado en 1993 a más del 6% en el año
2001. Este sector fue, además, el que mayor dinamismo presentó a lo largo del período,
con una tasa anual promedio de crecimiento de casi el 12 %. Los sectores residencial y
comercial, en cambio, prácticamente no sufrieron modificaciones en su participación
relativa, explicando conjuntamente alrededor de un cuarto del total de gas entregado. El
sector industrial también mantuvo su participación relativa de casi el 35 % en el período
15
1993-2001. A excepción del gas destinado a las estaciones de GNC, que mantuvo en el
período posterior a la reforma tasas de crecimiento positivas y en general crecientes,
para todos los demás tipos de usuarios se observa con mayor o menor intensidad, una
caída en el consumo en el año 2001.
Cuadro 7 Gas Entregado por Tipo de Usuario
Gas Natural de Red en Argentina. Desde 1980 a 2001, en millones de m3
Año Residencial Comercial Industrial Centrales Eléctricas Otros Total
Total ∆ % Total ∆ % Total ∆ % Total ∆ % Total ∆ % Total ∆ %
1980 2.314 395 3.847 2.357 464 9.377 1985 3.617 9,3 552 6,9 5.779 8,5 3.404 7,6 1.157 20,1 14.509 9,11990 4.442 4,2 594 1,5 7.886 6,4 5.748 11,1 361 -20,8 19.031 5,61993 5.637 8,3 867 13,4 7.747 -0,6 5.931 1,1 1.645 65,8 21.828 4,71994 5.651 0,2 866 -0,1 8.793 13,5 5.728 -3,4 1.628 -1,1 22.666 3,81995 5.756 1,9 948 9,5 9.199 4,6 7.142 24,7 1.493 -8,3 24.538 8,31996 5.843 1,5 924 -2,5 9.351 1,6 8.713 22,0 1.589 6,4 26.420 7,71997 5.803 -0,7 995 7,7 9.743 4,2 8.617 -1,1 1.773 11,6 26.930 1,91998 5.877 1,3 949 -4,6 9.910 1,7 8.548 -0,8 1.976 11,5 27.260 1,21999 6.557 11,6 1.016 7,1 9.777 -1,3 10.680 24,9 2.145 8,6 30.175 10,72000 6.967 6,3 1.053 3,6 9.965 1,9 10.899 2,1 2.354 9,7 31.238 3,52001 6.717 -3,6 1.008 -4,3 9.627 -3,4 8.898 -18,4 2.537 7,7 28.787 -7,8
Fuente: Boletín Estadístico de Gas del Estado y ENARGAS
En síntesis, los desarrollos de esta sección indican que el desempeño de las
empresas del sector del “downstream” del gas natural durante los 9 años transcurridos
desde la privatización hasta el año 2001 ha permitido un importante crecimiento tanto
en el número de pequeños y grandes usuarios como en el volumen de sus demandas. Ese
crecimiento de la industria ha sido posible, pues las dificultades que Gas del Estado
enfrentaba para prestar el servicio fueron superadas mediante un fuerte proceso de
inversión que en pocos años superó los 4 mil millones de dólares. Esas inversiones
permitieron que la capacidad de transporte aumentara dos tercios y que la red de
distribución creciera en más de 40 mil kilómetros, una expansión que en sólo 9 años es
16
igual a dos tercios de la que realizó Gas del Estado desde sus orígenes hasta su
privatización.
3. Un Marco Conceptual Simple Las redes de gasoductos de transmisión y distribución son consideradas
inversiones hundidas y presentan características técnicas que indican que esas
actividades constituyen monopolios naturales.10 En el caso de la transmisión y
distribución de gas natural, la presencia de monopolios naturales implica que no resulte
económico para la sociedad disponer de varias redes paralelas compitiendo entre sí,
pues la necesidad de asegurar la sustentabilidad económica de las empresas resultaría en
mayores costos para los usuarios.11 El objetivo de la regulación de monopolios naturales
consiste, entonces, en garantizar que los usuarios dispongan de un buen servicio al
menor costo, como así también la viabilidad económica de las firmas que operan en el
sector.
Las características técnicas de las redes de transporte y distribución de gas natural
necesariamente implican, además, que las inversiones en infraestructura en este sector
deban ser realizadas con anticipación a la demanda, pues la capacidad debe estar
disponible antes que el servicio sea demandado. Por ejemplo, los datos de la Sección 2
indican que tanto la capacidad de transporte como la de distribución (la red de
distribución) permanece fija por un período de tiempo relativamente extenso hasta que
resulta usada completamente. Ese comportamiento ilustra con claridad una característica
común a las industrias denominadas de red y que surge de la diferencia entre el corto
plazo, cuando algunos de los insumos empleados en la actividad permanecen fijos, y el
largo plazo, cuando el uso de todos los insumos puede ser modificado para ser
empleados en sus niveles económicamente óptimos.
Esta sección emplea desarrollos de la teoría económica de la regulación que
proponen un marco conceptual muy simple que permite examinar de manera precisa las
causas y consecuencias de la crisis de la industria del gas natural en Argentina. Con ese
10 Las inversiones se consideran hundidas cuando inversiones específicas sin usos económicos alternativos son necesarias para operar un sistema. 11 Baumol et al. (1982) presentan un análisis completo sobre la teoría de los monopolios naturales.
17
fin la sección presenta, primero, un esquema de análisis para determinar el nivel óptimo
de capacidad en el largo plazo, el que luego extiende con un análisis de corto plazo que
permite examinar el rol de la fijación de precios cuando la demanda es fluctuante y la
capacidad permanece fija.
3.1. Nivel Óptimo de Capacidad
Las características técnicas de los gasoductos de transmisión y distribución de gas
natural implican que la capacidad de un gasoducto puede ser modificada en el largo
plazo, pero debe considerarse fija en aquellos períodos comprendidos entre que la
inversión es iniciada y la capacidad se encuentra finalmente disponible. En otros
términos, la capacidad está determinada ex post por la inversión realizada en el
gasoducto, mientras que ex ante el nivel de capacidad puede ajustarse. El problema
consiste en determinar el nivel óptimo de capacidad en función del nivel de demanda en
cada período.
Por ejemplo, suponga que la capacidad de un gasoducto puede construirse a un
costo constante de b por unidad. En este caso, b representa el costo anual de incrementar
la capacidad en una unidad adicional (por ejemplo en un m3/día) dada la capacidad
existente.12 Ese costo de capacidad b puede claramente representarse como un flujo
anual de erogaciones, como el pago de intereses o dividendos a los que financiaron esa
capacidad extra.13 El valor b representa entonces el costo adicional por período de una
unidad adicional de capacidad disponible. Suponga también que, dado un nivel de
capacidad, el costo variable de producción se supone constante e igual a c por unidad.
El costo marginal de largo plazo (CMLP) de producir una unidad adicional resulta
entonces de la suma de los costos de expandir la capacidad en una unidad y el costo de
producir esa unidad adicional; es decir que CMLP = b + c. El costo marginal de corto
12 Ese costo b puede también pensarse como la diferencia en costo para construir una planta de capacidad K+1 en relación con una de capacidad K. 13 También pueden pensarse como los pagos por el leasing de esa capacidad.
18
plazo (CMCP) para un nivel de capacidad fijo K es c para q ≤ K y puede considerarse
indefinido o infinito para niveles superiores de producción. 14
Gráfico 2 Capacidad Óptima de Producción con Demanda no Fluctuante
Demanda de capacidad
p1
b+c
c Demanda de producción
q1 q
CMLP
qcmlp q0
K Z
Y
D
p
El Gráfico 2 permite analizar el caso de la capacidad óptima, cuando la demanda
no fluctúa en el tiempo. La curva de demanda D representa para cada nivel de
producción los precios que los usuarios están dispuestos a pagar por cada unidad
adicional.15 Por ejemplo, los consumidores están dispuestos a pagar p1 para un nivel de
producción q1; parte de ese valor es utilizado para cubrir los costos variables de
producción c mientras que la diferencia entre el precio p1 y el costo marginal de corto
plazo c – o la distancia ZY, representa la cantidad que los consumidores están
dispuestos a pagar por encima de los costos variables para expandir la capacidad y de
esa manera obtener una unidad adicional de producto.
El gráfico muestra que los consumidores están dispuestos a pagar por capacidad
adicional para todos los niveles de producción q < q0 (donde q0 es la cantidad
demandada para p = c) pero también sugiere que los consumidores no están dispuestos a
pagar por capacidad extra cuando la curva de demanda esta por debajo de c, lo cual
14 La curva de costo marginal es horizontal e igual a c hasta K donde pasa a ser indefinida o infinita, pues a partir de ese punto el nivel de producción no puede aumentarse en el corto plazo. 15 De manera similar, la curva de demanda representa el valor que los consumidores obtienen por una unidad adicional consumida.
19
ocurre en niveles donde q > q0 . Así, la cantidad que los consumidores están dispuestos
a pagar por aumentos en capacidad resulta de la diferencia entre la curva de demanda y
los costos marginales de corto plazo c con un mínimo de cero; gráficamente es la curva
de demanda por encima de c con un quiebre para q = q0. Por ejemplo, lo anterior
implica que para un nivel de producción q tal que qcmlp < q < q0 los precios no alcanzan
a cubrir la totalidad de los costos fijos de expandir la capacidad. El nivel óptimo de
capacidad es aquél donde la curva de demanda intercepta la curva de CMLP para q =
qcmlp, donde qcmlp es la cantidad demanda a p = b + c. Para ese nivel de capacidad, la
cantidad que los consumidores están dispuestos a pagar por capacidad extra iguala el
costo b de expandir esa capacidad adicional.
En casos en que la demanda fluctúa a través del tiempo (con períodos de alta y baja
demanda como el invierno y el verano, por ejemplo), el nivel óptimo de capacidad se
determina comparando el costo de la capacidad extra con la disposición a pagar de los
consumidores en ambos períodos. Continuando con la notación anterior, si el costo de
agregar una unidad adicional de capacidad en cada período es b (y los consumidores de
cada período se consideran de igual importancia), el costo en ambos períodos es 2b. De
esa forma, la capacidad debería expandirse si la disposición a pagar de los consumidores
en períodos de alta demanda más la disposición a pagar de los consumidores en
períodos de baja demanda excede 2b. Un análisis para cada período indica que una
unidad extra de capacidad debería adicionarse si la cantidad que los consumidores están
dispuestos a pagar, en promedio para los dos períodos, excede b. Por ejemplo, es posible
que ocurra una situación en la que los consumidores de baja demanda no estén
dispuestos a pagar por capacidad extra pero los consumidores de demanda alta deseen
pagar por encima de b, lo cual haría deseable un aumento de capacidad.
El Gráfico 3 ilustra esa situación de demanda fluctuante con períodos de demanda
alta y baja. El subíndice A representa una situación de alta demanda, mientras que el B
refiere a una curva de baja demanda. Los usuarios demandan qB en períodos de baja
demanda, mientras que en períodos de demanda alta demandan qA al precio p = c, donde
c es el CMCP. Para simplificar, suponga que ambos grupos de usuarios sólo consumen
en su respectivo período, por lo que los consumidores de baja demanda están dispuestos
20
a pagar por aumentos en la capacidad en la medida que q < qB mientras que los de alta
demanda lo están si q < qA.
Gráfico 3
Capacidad Óptima de Producción con Demanda Estacional
E
b+c
c
q1 q
CMLP
qcmlp q0
K*A
B
C
H
F
L
G I
qB qA
Dpromedio
DA DB
J
p
Cuando ambos grupos de usuarios tienen igual ponderación, la disposición a pagar
promedio puede determinarse en el punto medio entre las curvas de demanda A y B. Por
ejemplo, para un nivel de producción q1 los usuarios de demanda baja están dispuestos a
pagar CE, mientras que los de demanda alta AE por unidades adicionales de capacidad,
donde AE > CE. La disposición a pagar promedio estará en el punto medio entre CE y
AE, es decir, BE donde AB = BC. El punto B está sobre una nueva curva de demanda
(Dpromedio) que muestra la demanda promedio de los dos períodos. Además, los usuarios
B están dispuestos a pagar por capacidad adicional hasta qB mientras que los A quieren
hacerlo hasta un nivel de producción de qA. Los usuarios B no están dispuestos a pagar
por aumentos de capacidad para niveles de producción qB < q < qA , por lo que la
demanda por extra capacidad es cero para q > qB y la curva de demanda B está dada por
CFI con un quiebre en F. De manera similar, la demanda de capacidad de los usuarios A
es cero para q > qA, presenta un quiebre en G y se obtiene uniendo los puntos AGI. La
curva de demanda promedio resulta entonces en BHGI, la que se encuentra en el medio
de las curvas quebradas CFI y AGI. La distancia entre esta curva y c representa la
disposición a pagar promedio del consumidor por capacidad adicional.
21
El análisis anterior muestra que la capacidad óptima resulta de igualar la disposición
a pagar promedio en los dos períodos con el costo marginal de largo plazo (CMLP).
Esto ocurre en el punto L con un nivel de capacidad K* y precios (b + c) iguales al
costo marginal de largo plazo. Para ese nivel de capacidad, la disposición a pagar
promedio por unidad adicional de capacidad es igual al costo de aumentarla. En el nivel
de capacidad K*, que permite producir un nivel de producción qcmlp, los usuarios están
dispuestos a pagar (en promedio entre los dos períodos) por una unidad adicional de
capacidad un total igual a LJ, lo que equivale al costo por período de incrementar esa
capacidad. Dado este nivel K* de capacidad, el costo marginal de corto plazo es igual a
c hasta K* (pues un producto mayor no puede producirse) y puede considerarse
indefinido para niveles superiores de producción.
3.2 Capacidad Fija y Fijación de Precios
Suponga por ejemplo que existe un gasoducto con capacidad de transporte de hasta
K m3 de gas por día cuyo costo (económico) de construcción implica incurrir en un
costo anual igual a b y en costos operativos en personal, energía y otros insumos iguales
a c. Suponga un primer caso en el que la demanda no refleja cambios según la estación.
La fijación de precios en niveles iguales a los costos marginales asegura que los
usuarios demanden más unidades sólo si las valúan como mínimo al costo marginal de
producirlas. La demanda puede entonces estar por debajo del nivel de capacidad fija K o
puede exceder la cantidad que efectivamente puede producirse con esa capacidad.
El Gráfico 4 presenta una situación de alta y baja demanda cuando el nivel de capacidad
permanece fijo. Las curvas de costo marginal para niveles de capacidad fijos presentan
un quiebre al nivel de capacidad K, pues en el corto plazo la producción no puede
aumentarse por encima de ese nivel. El panel (a) muestra una situación de baja demanda
(donde q ≤ K) mientras que el panel (b) presenta una situación de alta demanda (q > K),
para precios iguales al costo marginal c.
22
Gráfico 4
Demanda Baja y Alta con Capacidad Fija
Exceso de capacidad
c
q* qK=q*
q
DB
(a) p=CM y q≤K (b) p=CM y q>K
DA
Exceso de demanda
K
c
p
p*
p
En el panel (a), q*< K es la cantidad demandada al precio p = c. La capacidad en
exceso K- q* no es utilizada, y la alternativa de reducir el precio para fomentar un
aumento de la demanda no sería óptima desde un punto de vista económico, pues se
estarían produciendo unidades adicionales que se venderían a un precio inferior a los
costos variables de producción. El panel (b) expone una situación opuesta pues muestra
que, dada la capacidad instalada, la cantidad demandada al precio p = c no es satisfecha,
por lo que en este caso la capacidad disponible K que permite producir q* deberá
racionalizarse de alguna manera. Manteniendo p igual al costo marginal c, q* puede
racionalizase, por ejemplo, a través de colas de espera (que en el caso del gas se
implementan mediante el servicio interrumpible); discrecionalmente o incluso mediante
el uso de la fuerza. Como es obvio, otra alternativa más eficiente consiste en aumentar
el precio hasta que la cantidad demandada iguale a K (que en el caso del gas se
implementan los precios spot o el uso naturaleza del servicio de peaking); esto implica
fijar un precio p = p* > c según detalla el panel (b).16
16 Los otros métodos de racionalización pueden conducir a una situación donde un consumidor que está dispuesto a pagar un precio por encima del costo marginal (para q ≤ K) no pueda obtener el producto, mientras que un consumidor que no está dispuesto a pagar dicho precio pueda obtener el producto usando otros mecanismos.
23
La situación reflejada en el panel (a) resulta en pérdidas para la empresa, pues con
precios iguales a los costos variables c no cubre los costos fijos por período b.17 Pero en
la situación del panel (b), en la que los precios se incrementan para reducir el exceso de
demanda, la firma obtiene ingresos por encima de sus costos variables (iguales a
[(p* - c) ⋅ q*]) que pueden cubrir sus costos totales (b + c) o sólo una parte. Existen tres
mecanismos alternativos de subsidios que pueden adoptarse en casos en que la empresa
no alcance a cubrir esos costos totales. El primero es la provisión de un subsidio directo,
el segundo resulta de modificar la estructura de tarifas para incorporar un cargo fijo, y el
tercero consiste en fijar niveles de precios que excedan a los costos de manera
inversamente proporcional a la elasticidad precio de la demanda (precios de Ramsey).18
El Gráfico 5 amplía el análisis para aquellos casos en los que existen períodos de alta
y baja demanda examinando tres posibilidades para la relación entre demanda y
capacidad en cada período.19 El subíndice A representa una situación de alta demanda
mientras que el B refiere a una curva de baja demanda. En el panel (a), la demanda en
cada período puede cubrirse con la capacidad instalada cuando el precio es igual al
costo marginal. Los precios son iguales en ambos períodos, existe capacidad ociosa que
varía con la demanda, pero la empresa no cubre sus costos. En el panel (b), la cantidad
demandada en el período de mayor demanda excede la capacidad si el precio se fija
igual al costo marginal. El precio óptimo para demanda baja es el costo marginal,
mientras que para demanda alta debe aumentarse, hasta que la demanda iguale la
capacidad. La firma obtiene ingresos por encima de sus costos variables en períodos de
alta demanda. En el panel (c) la demanda excede la capacidad instalada en ambos
períodos si el precio iguala al costo marginal. En este caso, el precio debe aumentarse
hasta que el exceso de demanda es eliminado. La firma obtiene beneficios por encima
de los costos variables en cada período que comparados con los costos fijos b permiten
determinar si la firma alcanza el equilibrio económico sin necesidad de recurrir a alguno
de los tres mecanismos posibles comentados más atrás.
17 Es decir que económicamente pierde b por período. 18 Viscusi et al. (2001) explican detalladamente el mecanismo de fijación de Precios de Ramsey. 19 Y también, por supuesto, cuando el precio es fijado igual al costo marginal.
24
Gráfico 5 Precios Óptimos con Demanda Estacional
p*=c
q*A q q
DB
DA
K
P*B= c
p
p*A
q*B
DA
DB
q*B K=q*
A
p
(a) (b)
q
c
p
p*B
DA
DB
K=q*A=q*
B
p*A
(c)
En resumen, esta sección muestra una característica común a la industria del
transporte y la distribución de gas natural que surge de la diferencia entre el corto plazo,
cuando algunos de los insumos empleados en esas actividades – como los gasoductos y
las redes de distribución – permanecen fijos, y el largo plazo, cuando el uso de todos los
insumos puede ser modificado para ser empleados en sus niveles económicamente
óptimos. El análisis para el corto plazo desarrollado aquí muestra que la demanda de gas
puede estar por debajo del nivel de capacidad disponible (que es fija en el corto plazo) o
puede exceder la cantidad que puede producirse con esa capacidad. El análisis permite
entonces advertir que un rápido desplazamiento de la demanda hacia la derecha podría
provocar que el mercado se traslade de una situación de exceso de capacidad hacia otra
de exceso de demanda (o al revés si el desplazamiento de la demanda fuera hacia la
izquierda). Las soluciones a estos problemas generalmente consisten en el uso del
mecanismo de precios de forma tal que sus ajustes conduzcan hacia un nuevo equilibrio
en el que los precios reflejan los costos económicos de producción.
4. Precios Finales y el Servicio de Distribución
La Ley 24.076 de Gas Natural junto con las Licencias de Transporte y Distribución
(Dto. 2255/92) conforman el marco legal (o regulatorio) del downstream de la industria.
Según esa ley, el transportista es aquél que traslada gas natural desde el punto de
25
ingreso al sistema hasta los de recepción del distribuidor o de aquéllos que contraten
directamente con el productor (Art. 11), el distribuidor es el que recibe el gas del
transportista y lo distribuye en su área de concesión – a través de la red de distribución –
a los usuarios finales o a los comercializadores (Art. 12), quienes compran y venden gas
natural por cuenta de terceros (Art.14). Esas normas definen las categorías de usuarios y
el “Reglamento de Servicios” como así también la estructura de las tarifas, sus niveles
iniciales y los mecanismos de ajuste.
El transporte de gas natural puede realizarse en condiciones de servicio firme o
interrumpible.20 Los usuarios que demandan un servicio firme deben contratar durante
al menos un año un mínimo de 10.000 m3/día, por los que pagan un cargo por m3
transportado más un cargo por reserva de capacidad diario (por m3). Los usuarios que
requieren un servicio interrumpible deben contratar un mínimo de 3 millones de m3 por
año, por los que pagan un cargo por m3 transportado según los cuadros tarifarios
vigentes dispuestos por el regulador. La diferencia entre ambos servicios es obvia;
mientras que el firme no está sujeto a reducciones ni interrupciones (por eso abona el
cargo por reserva de capacidad) excepto en casos de fuerza mayor o emergencia, el
interrumpible puede ser reducido o interrumpido a sola opción del transportista cuando
este servicio impidiera a otro usuario el uso de capacidad contratada bajo la modalidad
de firme (Dto. 2255/92, Anexo A).21 En estos casos, los transportistas deben asignar la
capacidad residual de transporte entre los usuarios interrumpibles a prorrata de sus
requerimientos mensuales.
El Cuadro 8 resume las principales características del servicio de distribución. Los
datos muestran que los usuarios residenciales y comerciales reciben un servicio firme
mientras que los grandes usuarios (en su gran mayoría industrias y centrales eléctricas)
pueden elegir entre servicios de distribución firmes o interrumpibles.22 La vinculación
comercial de las distribuidoras con los grandes usuarios se realiza mediante contratos,
los que, sin embargo, no se requieren cuando el servicio se presta a los pequeños
20 Las transportistas ofrecen también un servicio de intercambio y desplazamiento. 21 El transportista debe notificar la reducción o interrupción del servicio al cargador con una anticipación de al menos 6 horas, excepto causas ajenas o fuerza mayor. 22 La estructura de tarifas es la misma para todas las distribuidoras.
26
usuarios. Todos los consumidores pagan un cargo fijo y un único precio por unidad
consumida excepto los comerciales, para quienes el precio unitario varía según el nivel
de consumo. Los datos también muestran que existen cuatro tarifas diferentes para
grandes usuarios que difieren básicamente según sus demandas, la posibilidad de
contratar el servicio de manera firme o interrumpible (el primero incluye un cargo
adicional por la reserva de capacidad que el segundo no incluye) y cuando los usuarios
realizan un “by pass” al distribuidor (ya sea comercial o físico).23 Otras características
relevantes consisten en que los precios del gas en boca de pozo para cada cuenca son
iguales para todos los usuarios por zona de distribución, mientras que los costos de
transporte varían entre consumidores en función de un factor que refleja las diferencias
de costos originadas en las distintas formas de utilización de la capacidad de transporte
(el factor de carga).
Cuadro 8
Estructura de Tarifas del Servicio de Distribución Industria del Gas Natural de Red en Argentina.
Categoría de Usuarios Contrato Límite (1)
Cargo Fijo
Número Bloques
Factura Mínima
Cargo por Reserva de Capacidad
(2) Residenciales Si 1 Si Comerciales Pequeños <1.000/día Si 3 Si Comerciales Grandes Sí >1.000/día Si 2 Si Distribución No Interrumpible Sí >10.000/día Si 1 Si Transmisión No Interrumpible Sí >10.000/día Si 1 Si Distribución Interrumpible Sí >3M/Año Si 1 Transmisión Interrumpible Sí >3M/Año Si 1 Distribuidores Locales Sí Si 1 Estaciones de GNC Sí Si 1
Notas: 1. Expresado en metros cúbicos; M hace referencia a un millón de metros cúbicos.
2. Los cargos por reserva de capacidad están expresados en metros cúbicos por día. Fuente: Elaboración propia en base a Ley de Gas Natural 24.076 y Decreto 2.255/92.
23 Un usuario de “by pass” comercial asegura su propia provisión de gas y negocia con el distribuidor el uso del sistema de transporte y distribución o sólo del segundo, mientras que un usuario de “by pass” físico usa infraestructura propia para conectarse al sistema de transporte y (en la mayoría de los casos) asegura su propia provisión de gas.
27
Los precios que aplican las distribuidoras a los usuarios constituyen los precios
finales en la industria, pues en todos los casos incluyen el costo del gas y los márgenes
de transporte y distribución.24 El precio final P (antes de impuestos) pagado por los
usuarios en todos los casos resulta de sumar los costos de cada segmento; es decir que
P = G + T + D, donde G es el precio del gas en boca de pozo, T es el margen de
transporte y D el de distribución. Esos márgenes fueron inicialmente establecidos para
cada empresa en el momento de la privatización y según la Ley 24.076 debían ser
revisados cada cinco años por el ENARGAS. En la intención de esa ley, esos márgenes
deben ser suficientes para cubrir los costos de operación, los impuestos y las
depreciaciones y también para generar una tasa de retorno razonable sobre el capital
invertido – en relación a la tasa de retorno de industrias con riesgos similares – y
garantizar la oferta adecuada del servicio generando los recursos necesarios para el
mantenimiento y expansión de las redes de distribución.
El marco regulatorio de la industria establecía también que los niveles de las tarifas
debían reflejar variaciones en los precios cada seis meses empleando un mecanismo de
ajuste como el siguiente: Rt = Rt-1 ⋅ (Wt / Wt-1 – X /100 + K / 100) donde Rt es el nuevo
nivel de la tarifa (de transporte o distribución) en el momento t, Rt-1 es el nivel del
período anterior, W el Índice de Precios al Productor de Bienes Industriales en
Estados Unidos y X y K factores de eficiencia y de inversión que se ajustan cada cinco
años. Esos ajustes se efectuaban en los meses de enero y julio, pero desde el año 2000
fueron diferidos hasta el año 2002 (Dto. 669/2000), pero que tampoco se aplicaron
debido a la promulgación de la Ley de Emergencia Económica. Las tarifas también se
ajustaban cada seis meses (en mayo y octubre) para reflejar el efecto de los cambios en
el costo del gas, que son trasladados completamente a los usuarios, por lo que sus
variaciones no afectan de manera directa en los resultados económicos de las
distribuidoras.25
24 Excepto cuando existe un by pass físico o comercial. Véase la nota 18. 25 Pero sí de modo indirecto según la elasticidad precio de la demanda, pues un aumento del precio final motivado por un incremento del precio del gas provocaría una reducción en la demanda final de los servicios de las distribuidoras. De esa manera, los aumentos en el precio del gas tendrían un efecto negativo sobre los resultados de esas empresas.
28
29
El Cuadro 9 presenta la evolución de la tarifa final para usuarios residenciales del
Gran Buenos Aires desde diciembre de 1992 hasta junio de 2004.26 El Cuadro desagrega
la evolución de las tarifas en sus principales componentes y presenta también la
evolución de los impuestos nacionales que se incluyen en los precios finales, pues estos
afectan las demandas de los usuarios.27 Las últimas dos columnas presentan la
evolución de dos índices de precios: el primero es el Índice de Precios al Consumidor
(IPC) que elabora el INDEC para el Gran Buenos Aires y que refleja la evolución del
costo de vida de las familias, mientras que el segundo es el Índice de Precios al
Productor de Bienes Industriales en Estados Unidos (PPI) que se empleaba para ajustar
semestralmente las tarifas por el efecto de la inflación.
Los datos muestran que en los casi doce años transcurridos desde la privatización
hasta junio de 2004 el precio final del m3 de gas cayó en términos reales casi un 30%.
Los datos permiten desagregar ese incremento en dos períodos: el primero comprende
desde la privatización hasta diciembre de 2001 y el segundo, desde ese mes hasta junio
2004. En el primer período, las tarifas residenciales aumentaron en términos reales un
4%. Las series muestran que el aumento de la tarifa residencial se explica casi
exclusivamente por el incremento del precio del gas en boca de pozo y por el aumento
de la tasa de impuestos nacionales, pues, en 1995, la tasa del Impuesto al Valor
Agregado pasó del 18 al 21%. Pero a pesar de que el precio del gas en boca de pozo
aumentó casi 20% en términos reales, los márgenes de transporte y distribución cayeron
un 1,5 y un 6% respectivamente.28
26 Las tarifas son un promedio de las que se aplican en las zonas tarifarias de Capital Federal y los partidos que forman el conurbano bonaerense. 27 En algunas provincias las tarifas finales de gas natural incluyen además del IVA impuestos provinciales. Estos impuestos no han sido incluidos en el cuadro debido a su gran variabilidad entre zonas tarifarias. 28 Esos resultados se computan así: 1,5 ≈ [0,022 / 1,1164) / 0,02] -1 y 6 ≈ [0,08 / 1,1164) / 0,076] -1.
30
Cuadro 9 Composición de la Tarifa Final para Usuarios Residenciales
Gas Natural de Red en Argentina. Período Postprivatización; en pesos
Período Gas $ / m3
Transporte $ / m3
Distribución $ / m3
Total $ / m3
Impuestos %
Precio Final $ / m3
Precio Real $ Dec 92 / m3
IPC Dic 92 = 1
PPI Dic 92 = 1
(A) (B)
(C) (D = A+B+C) (E) (F = D*(1+E))
(G = F / H) (H) (I)
Dic. 1992 0,036
0,020 0,076 0,132 18,0 0,156 0,156 1,0000 1,0000Jun. 1993 0,036 0,020 0,076 0,132 18,0 0,156 0,148 1,0550 1,0162Jun. 1994 0,042 0,020 0,076 0,139 21,0 0,168 0,155 1,0870 1,0247Jun. 1995 0,046 0,021 0,078 0,144 21,0 0,175 0,155 1,1270 1,0655Jun. 1996 0,048 0,021 0,080 0,150 21,0 0,182 0,162 1,1260 1,0884Jun. 1997 0,048 0,022 0,082 0,151 21,0 0,183 0,161 1,1350 1,0816Jun. 1998 0,046 0,022 0,080 0,148 21,0 0,179 0,156 1,1480 1,0612Jun. 1999 0,046 0,022 0,079 0,147 21,0 0,177 0,156 1,1330 1,0646Jun. 2000 0,050 0,022 0,080 0,152 21,0 0,184 0,164 1,1200 1,1378Jun. 2001 0,053 0,022 0,080 0,155 21,0 0,187 0,168 1,1160 1,1522Dic. 2001 0,048 0,022 0,080 0,150 21,0 0,181 0,162 1,1164 1,0893Jun. 2002 0,053 0,022 0,080 0,155 21,0 0,187 0,130 1,4340 1,1131Jun. 2003 0,053 0,022 0,080 0,155 21,0 0,187 0,118 1,5800 1,1735Jun 2004 0,053 0,022 0,080 0,155 21,0 0,187 0,113 1,6580 1,2392
Jun. 04 / Dic. 92 1,480 1,081 1,054 1,173 1,167 1,203 0,723 1,6580 1,2392Dic. 01 / Dic. 92 1,333 1,081 1,053 1,134 1,167 1,162 1,039 1,1164 1,0893Jun. 04 / Dic. 01 1,110 1,000 1,000 1,035 1,000 1,035 0,696 1,4851 1,1376
Fuente: Informe Anual ENARGAS. Varios Años
31
Sin embargo, el efecto conjunto del congelamiento de tarifas dispuesto por la Ley de
Emergencia Económica y el incremento generalizado de los precios que la siguió
resultaron en una reducción real del precio del m3 de gas de más del 30% en sólo treinta
meses (desde diciembre de 2001 a junio de 2004). Durante este período, los márgenes
de transporte y distribución permanecieron sin cambios, y sólo el precio del gas en boca
de pozo subió de $ 0,048 a $ 0,053, un cambio que no afecta de manera significativa su
peso relativo en el precio final. Los datos del Cuadro 9 también muestran que, durante
el período de la Convertibilidad, la evolución del IPC no ha sido muy distinta de la
correspondiente al PPI que se usó hasta el año 2000 para ajustar las tarifas.29
El Cuadro 10 detalla la evolución de los precios para el servicio de distribución de
gas interrumpible y firme – para los que el costo del gas en boca de pozo y la incidencia
del gas retenido son iguales – y del fuel oil, un combustible alternativo al gas natural
empleado por las industrias y productores de electricidad. Los datos para el gas natural
muestran que entre diciembre de 1992 y junio de 2004 el precio final del metro cúbico
se redujo en términos reales casi un 40% en ambos tipos de servicio, pues el aumento de
la tarifa real para los servicios en firme o interrumpible ocurrido entre 1992 y 2001 (de
casi un 15%) fue más que compensado por la caída real de la tarifa en el período post-
devaluación.30. Al igual que en el mercado residencial, ese deterioro real – que supera al
de las tarifas residenciales porque el incremento del IPIM superó al del IPC – se debe al
efecto conjunto del congelamiento de tarifas dispuesto por la Ley de Emergencia
Económica y al incremento generalizado de los precios que la siguió.
29 Por supuesto, esa relación se distorsiona luego de la devaluación del peso. 30 En mayo del año 2004, el ENARGAS autorizó un traslado del incremento nominal del precio del gas a la tarifa final de aproximadamente un 33%. Ese aumento es el único que se autoriza desde la sanción de la Ley de Emergencia Económica y alcanza solamente a usuarios industriales.
32
Cuadro 10 Precios de Combustibles para el Sector Industrial
Gas Natural de Red en Argentina. Período Postprivatización, antes de Impuestos Nacionales; en pesos
Servicio Interrumpible de Gas Tarifa ID ; $ / m3
Servicio Firme de Gas Tarifa FD ; $ / m3
Precios Relativos ( m3 equivalentes de gas) IPIM
Período
Gas Transporte Distribución Total Transporte Distribución Total
Fuel Oil1
$ / kg
Fuel Oil $ / m3
equivalente de gas
Fuel Oil / ID
Fuel Oil / FD Jun. 94 = 1
(A ) (B ) (C ) ( D=A+B+C )
( E ) ( F ) (G=A+E+F )
(H ) (I ) ( J=I/D ) ( K=I/G ) ( L )
Dic. 1992 0,036 0,022
0,014 0,072 0,020 0,016 0,093 0,103 0,090 0,971 1,257 1,000 Jun. 1993 0,036 0,022 0,014 0,072 0,020 0,016 0,093 0,112 0,098 1,057 1,369 1,021 Jun. 1994 0,042 0,022 0,014 0,078 0,020 0,016 0,100 0,132 0,116 1,162 1,477 1,023 Jun. 1995 0,046 0,023 0,014 0,082 0,021 0,016 0,104 0,152 0,133 1,281 1,618 1,106 Jun. 1996 0,048 0,024 0,014 0,086 0,021 0,017 0,109 0,122 0,107 0,985 1,240 1,144 Jun. 1997 0,048 0,024 0,015 0,087 0,022 0,017 0,109 0,122 0,107 0,980 1,236 1,142 Jun. 1998 0,046 0,024 0,015 0,086 0,021 0,019 0,107 0,122 0,107 0,999 1,251 1,121 Jun. 1999 0,046 0,023 0,015 0,084 0,020 0,018 0,105 0,121 0,106 1,011 1,266 1,062 Jun. 2000 0,050 0,021 0,017 0,088 0,020 0,018 0,110 0,123 0,108 0,982 1,219 1,109 Jun. 2001 0,053 0,021 0,017 0,091 0,020 0,018 0,113 0,154 0,135 1,201 1,483 1,091 Dic. 2001 0,048 0,021 0,017 0,086 0,020 0,018 0,107 0,157 0,138 1,284 1,604 1,045 Jun. 2002 0,053 0,021 0,017 0,091 0,020 0,018 0,113 0,532 0,467 4,148 5,122 2,054 Jun. 2003 0,053 0,021 0,017 0,091 0,020 0,018 0,113 0,463 0,406 3,610 4,458 2,221 Jun. 2004 0,070 0,021 0,018 0,110 0,020 0,019 0,131 0,603
0,529
4,042
4,831
2,433
Jun. 04 / Jun. 93 1,966 0,931 1,349 1,527 1,012 1,188 1,410 5,868 5,868 4,161 3,843 2,433 Dic. 01 / Jun. 93 1,333 0,960 1,230 1,197 1,012 1,126 1,156 1,528 1,528 1,322 1,276 1,045 Jun. 04 / Dic. 01 1,475 0,970 1,097 1,275 1,000 1,055 1,220 3,841 3,841 3,147 3,012 2,329
Notas: 1 Los cambios en los precios del kerosene y el gas oil son similares a los del precio del fuel oil. Fuente: Informes Anuales ENARGAS. Varios Años.
Los datos del cuadro permiten desagregar el precio final en sus distintos
componentes. Esas series muestran que, en términos reales, el costo de transporte se
contrajo entre diciembre 1992 y junio 2004 para ambas modalidades de servicio en
alrededor de un 60%. El margen de distribución sufrió también un deterioro real
importante, pues se contrajo más del 51% para los servicios contratados en firme y
alrededor del 44% para los interrumpibles. Como resultado de los cambios relativos en
los componentes que hacen al precio final, el peso relativo del costo del gas en boca de
pozo pasó entre diciembre 1992 y junio 2004 del 38 a más del 53% de la tarifa final
para ambos tipos de usuarios.
Los datos del Cuadro 10 permiten también comparar los precios del gas y los de un
combustible alternativo como el fuel oil. Los datos muestran con claridad la distorsión
en los precios relativos de los combustibles originada por el efecto conjunto de la
devaluación y el congelamiento de las tarifas pues, a diferencia del precio del gas
natural, los precios de los combustibles no sujetos a intervenciones más directas del
gobierno se incrementaron de manera notoria luego de la devaluación.31 Así, mientras
que entre diciembre de 2001 y junio de 2004 el precio del fuel oil creció cerca del 65%
en términos reales, el precio del gas natural en modalidad interrumpible por ejemplo
cayó casi el 55%.
Un análisis comparativo de las tarifas industriales de gas natural para varios países
también permite ilustrar la magnitud de los cambios relativos en los precios del gas
natural desde diciembre de 2001. El Gráfico 6 resume los precios del metro cúbico de
gas natural para el año 2000 en dólares estadounidenses ajustados por la paridad del
poder de compra de las monedas en cada país.32 Las series muestran que en el año que
precedió al congelamiento de las tarifas el precio del metro cúbico de gas natural en
Argentina se encontraba entre los más bajos, siendo bastante menor al de México y
Chile y apenas superior al de Estados Unidos e Inglaterra. El efecto conjunto del
congelamiento de las tarifas y la devaluación del peso se tradujeron en una fuerte caída
del precio del metro cúbico de gas, pues desde un valor de 33 centavos en 2001 que se 31 Aunque igualmente constituyen recursos energéticos no renovables. 32La reexpresión de las tarifas en términos de paridad de poder de compra permite efectuar comparaciones entre países. El concepto utilizado toma en cuenta las diferencias existentes entre los niveles de precios de cada uno de los distintos países así como en la composición de las cestas de consumo. Al mismo tiempo, permite eliminar la influencia de posibles ineficiencias en los mercados de cambio que se trasladarían a las tarifas expresadas según el tipo de cambio nominal de mercado distorsionando la comparación.
33
muestra en el gráfico cayó en 2002 a 12 centavos de “dólares internacionales”. Es casi
seguro que ese valor fija al precio del gas natural en Argentina en el lugar más bajo
entre el conjunto de países presentados en el gráfico.
Gráfico 6
Comparación Internacional de Tarifas para Sector Industrial En dólares estadounidenses ajustados por la Paridad del Poder de Compra;1 Año 2000
0,250,30 0,33 0,33
0,37 0,38 0,40 0,41 0,42 0,44 0,44 0,450,54
0,59 0,60
0,93
1,05
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Ingl
ater
ra
EEU
U
Arg
entin
a
Suec
ia
Fran
cia
Irla
nda
Ale
man
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Aus
tria
Bel
gica
Can
ada
Mex
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Aus
tralia
Italia
Polo
nia
Espa
ña
Chi
le
Portu
gal
Notas: 1. La reexpresión de tarifas en dólares internacionales se realizó con datos del tipo de cambio
de paridad de cada país provisto por World Bank Indicators (2004). Fuente: Elaboración propia en base a datos de Stone & Webster Overseas Inc (2001).
El aspecto más relevante de la estructura y niveles de tarifas de las distribuidoras (y,
por lo tanto, de los precios finales) probablemente sea el que establece las características
distintivas entre el servicio de distribución en firme e interrumpible para los grandes
usuarios. Como en el caso del servicio de transporte, la diferencia entre ambos servicios
parece ser clara. El servicio de distribución interrumpible es aquél provisto a usuarios en
términos contractuales que permiten al distribuidor disminuir o interrumpir el servicio
con una notificación anticipada no menor a las 6 horas, mientras que el servicio a
clientes con contratos en firme no puede interrumpirse (por eso, estos usuarios pagan un
cargo extra por reserva de capacidad) excepto en circunstancias de fuerza mayor, las
que la Ley del Gas Natural identifica como aquéllas que no han podido preverse o que
habiendo sido previstas no han podido evitarse (Art. 514 del Código Civil).
34
De esa forma, la voluntad de un usuario para establecer un contrato de entregas
interrumpibles puede, en general, ser interpretada como una señal de su habilidad
técnica (que depende de sus procesos de producción, instalaciones y las normas de
protección ambiental que regulan su actividad) para sustituir de manera sencilla (y
rápida, dado el tiempo de notificación anticipada que se comenta en el párrafo anterior)
el uso de gas por otro combustible, cuando los precios lo justifiquen o las limitaciones
en la oferta lo impongan. Si esa habilidad técnica no estuviere disponible (o no fuere
económicamente viable adoptarla), el usuario consume un único combustible en
modalidad firme (ya sea gas natural u otro combustible que mejor se adapte a sus
instalaciones y eficiencia del proceso de producción). Esa posibilidad de sustitución
sugeriría la presencia de un importante nivel de competencia entre combustibles en este
segmento del mercado. En otras palabras, un elevado nivel de sustitución implica que
no existiría un mercado de entregas interrumpibles, sino que esa modalidad de servicio
es simplemente sólo uno de los bienes que conforman la oferta en un mercado
energético más amplio, en el que el servicio interrumpible de gas natural compite con la
provisión de otros combustibles.
La conveniencia económica de sustituir un combustible por otro puede ilustrarse en
forma sencilla de la siguiente manera. Suponga la existencia de un gran usuario
industrial que consume gas a un ritmo constante durante todo el año. Dada la oferta de
combustibles disponible, ese usuario buscará minimizar los costos totales de energía en
función de sus precios. Suponga que ese usuario enfrenta dos fuentes alternativas de
combustibles; puede contratar un servicio de gas en firme a un precio PGFD, o bien
puede contratar un servicio interrumpible de gas que cuando es interrumpido debe ser
sustituido por fuel oil, por ejemplo. Es posible representar esta última opción mediante
un combustible “sintético” S; si el servicio de gas es interrumpido durante un mes, por
ejemplo, el precio de ese combustible sintético PS puede calcularse como
PS = (11/12)*PGID + (1/12)* PFO, donde PGID es el precio del servicio interrumpible de
gas y PFO el del fuel oil. Las series del Cuadro 10 muestran que PGFD > PGID, pues el
primero incorpora un cargo por reserva de capacidad que el segundo no, que
PFO > PGID33 y que la relación entre PGFD FO y P no es unívoca.
33 El precio PFO refiere aquí al relativo al gas natural.
35
La decisión de emplear un servicio de gas en firme o interrumpible puede examinarse
de manera sencilla con un análisis de los beneficios y costos de cada alternativa;
mientras que los beneficios provendrían por los ahorros motivados en la diferencias de
precios, los costos se originarían en la incorporación de instalaciones que permitan
sustituir un combustible por otro de manera rápida y sencilla.34 El Cuadro 11 resume
algunos ejercicios que intentan calcular esos beneficios para distintos niveles de
consumo y combinaciones del combustible sintético, las que se obtuvieron con los datos
de precios entre diciembre de 1992 y 2001 del Cuadro 10 y suponiendo interrupciones
de gas por 30 y 60 días. El precio promedio del servicio firme en ese período fue $0,105
y el del combustible sintético con un mes de interrupción $0,086, por lo que el
Cuadro 11 muestra que el ahorro promedio por m3 originado por emplear una
combinación de gas interrumpible y fuel oil en lugar de gas en firme (PGFD - PS) fue de
$0,019. Es obvio que ese ahorro es menor cuando la interrupción es de dos meses, pues
PFO > PGID. El beneficio anual se calculó luego multiplicando el ahorro unitario por el
nivel de consumo, y el beneficio total como el valor total de esos beneficios en 10
años.35
Cuadro 11 Beneficios por Uso Gas Interrumpible
Precios Promedio entre diciembre de 1992 y diciembre de 2002; en pesos. Interrupción = 30 días Interrupción = 60 días
PGFD - PS = 0,019 PGFD - PS = 0,017 Consumo Beneficio Valor Total Beneficio Valor Total
Anual Anual del Beneficio Anual del Beneficio m3 $ $ $ $
3.000.000 57.237 351.696 49.678 305.251 5.000.000 95.395 586.160 82.797 508.752
10.000.000 190.790 1.172.320 165.594 1.017.503 15.000.000 286.185 1.758.480 248.391 1.526.255 20.000.000 381.579 2.344.640 331.188 2.035.006 25.000.000 476.974 2.930.800 413.985 2.543.758 30.000.000 572.369 3.516.960 496.782 3.052.509 35.000.000 667.764 4.103.120 579.579 3.561.261
Fuente: Elaboración propia en base a datos del Cuadro 10 34 Este razonamiento es similar al que realizan los conductores para evaluar la conveniencia de modificar las instalaciones de sus vehículos para indistintamente emplear GNC o nafta, por ejemplo. 35 Ese beneficio total surge de calcular el valor actual de una anualidad (el beneficio anual) empleando una tasa de descuento del 10%. Se emplearon 10 años porque se supuso que esa es la vida útil de los equipos que permitirían la rápida sustitución técnica de un combustible por otro. El valor total de un beneficio anual de $57.237 se calcula así: 351.696 = 57.237 [1/0,10 – 1/0,10 (1+0,10)10].
36
Los resultados del cuadro sugieren que los beneficios de emplear un combinación de
gas interrumpible y fuel oil en lugar de gas firme entre diciembre de 1992 y 2001 han
sido importantes, y que obviamente ese beneficio aumenta con el nivel de consumo. El
gran usuario industrial compararía entonces el valor total de sus beneficios (dado su
nivel de consumo) con el costo de los equipos que le permitirían la rápida sustitución
técnica de un combustible por otro.36 Como es claro, ese usuario contrataría un servicio
interrumpible, si el costo de esos equipos fuere menor al valor total de los beneficios, un
resultado altamente probable para muchos en función de los beneficios computados más
arriba y que parece también confirmarse con los datos del Cuadro 12, que muestra la
distribución del consumo de grandes usuarios entre las categorías tarifarias de servicios
firmes e interrumpibles.37
Cuadro 12
Consumos Interrumpibles y Firmes para Grandes Usuarios Por Categoría de Tarifas, entre 1993 y 2001; en m3
Categorías de Consumo Interrumpible Categorías de Consumo Firme Interrumpible
Año
ID
IT
ID y IT con by pass
FD
FT
FD y FT con by pass
Total (en tanto por
ciento)
1993 8,896,866 437,281 333,518 1,333,437 3,882 0 88 1994 6,268,157 483,119 387,507 2,683,074 158,882 989,125 65 1995 5,513,091 230,623 1,072,715 2,931,484 205,257 1,974,796 57 1996 4,101,210 70,957 3,143,477 2,860,605 207,271 2,322,272 58 1997 2,539,235 21,937 4,085,093 2,837,212 160,500 3,336,695 51 1998 2,650,982 60,926 3,066,505 2,560,941 419,027 4,061,416 45 1999 3,102,655 2,842 3,428,204 2,491,778 104,143 4,228,597 49 2000 2,282,489 112,358 4,569,094 1,862,602 14,005 5,026,786 50 2001 1,268,620 279,283 4,546,002 1,274,396 27,374 4,921,909 49
Fuente: Informes Anuales ENARGAS. Varios Años.
En síntesis, los usuarios que establecen contratos de entregas en firme son aquellos
para los que las posibilidades de sustitución del gas natural son relativamente bajas, por
lo que por ello pagan un precio mayor que incluye el cargo por reserva de capacidad.
El análisis anterior parece entonces ilustrar con precisión los motivos por los que
probablemente la Ley 24.076 de Gas Natural establece que las Licenciatarias deben
36 Un quemador de fuel oil, por ejemplo. 37 El consumo interrumpible parece haber sido bajo en los primeros años que siguieron a la privatización hasta 1996 debido a la escasez de capacidad de transporte.
37
tomar los recaudos necesarios para sólo asegurar el suministro de los servicios firmes,
pues los grandes usuarios que contratan los interrumpibles estarían (o deberían, dados
los beneficios de hacerlo) en condiciones de reemplazar técnicamente un combustible
por otro de manera sencilla y rápida. Las reglas básicas del marco legal (Anexo B del
Dto. 2255/92) obligan así al distribuidor a interrumpir el servicio a los grandes usuarios
interrumpibles y a los que adquieren gas de los productores o comercializadores cuando
la necesidad de mantener el suministro en los niveles normales de presión a los usuarios
firmes, con prácticamente nulas posibilidades técnicas de sustitución, lo justifique.
Seguramente, la falta de gas o de capacidad de transporte haya sido el motivo por el
cual algunos grandes usuarios que habían contratado y mantenido históricamente
servicios firmes no hayan podido renovar esos contratos a su vencimiento.
5. Los Motivos de la Crisis La crisis energética se ha instalado de manera prioritaria en la agenda de los
gobiernos que sucedieron a la devaluación del peso, y sólo unos pocos asuntos han
logrado promover discusiones más encendidas que aquéllas relacionadas con las causas
que la originan. Los argumentos introducidos a ese debate por un lado sostienen que las
dificultades se originan en la falta de inversiones - por lo que las empresas no deberían
ser compensadas con aumentos de tarifas, mientras que por el otro lado se plantea que
las tarifas actuales no permitirían cubrir los costos de realizar nuevas expansiones en
capacidad. Esta sección emplea los desarrollos de la Sección 3 y las evidencias de la
Sección 4 para examinar esos argumentos que luego serán empleados en la Sección 6
para ensayar algunos escenarios futuros sobre los efectos de algunas políticas sobre el
sector.
Los desarrollos de la Sección 3 ilustran gráficamente una característica común a las
industrias denominadas de red que surge de la diferencia entre el corto plazo, cuando
algunos de los insumos empleados en la actividad permanecen fijos, y el largo plazo,
cuando el uso de todos los insumos puede ser modificado para ser empleados en sus
niveles económicamente óptimos. De esa manera, la diferencia entre el corto y el largo
plazo implica que la capacidad instalada puede ser sobre o subutilizada, mientras su
nivel se ajusta al óptimo de largo plazo. Esa sección propuso un esquema de corto plazo
muy simple que permite examinar la relación entre la demanda y los precios cuando la
38
demanda es estacional y la capacidad permanece fija, dos características distintivas del
servicio de transporte y distribución de gas natural. El Gráfico 7 ilustra esa primera
característica, porque muestra la evolución de la demanda total de gas natural de red
mientras que el Cuadro 13 pone en evidencia la segunda pues resume datos relevantes
sobre la evolución de la capacidad del sistema de transporte.
Gráfico 7 Demanda Total de Gas Natural de Red en Argentina En MM m3/día. Desde enero de 1993 a junio de 2004
0
20
40
60
80
100
120
Ene-
93
Jul-9
3
Ene-
94
Jul-9
4
Ene-
95
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5
Ene-
96
Jul-9
6
Ene-
97
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7
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98
Jul-9
8
Ene-
99
Jul-9
9
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00
Jul-0
0
Ene-
01
Jul-0
1
Ene-
02
Jul-0
2
Ene-
03
Jul-0
3
Ene-
04
Fuente: Elaboración propia en base a Datos Operativos ENARGAS (varios años). La curva en negro es una línea de
tendencia ajustada en logaritmos.
Las series del gráfico muestran que la demanda de gas natural es altamente
estacional, con sus niveles más altos en los meses de invierno y los más bajos en
verano, con una diferencia de casi 30% entre ambos períodos. Los datos del Cuadro 13
muestran que la capacidad del sistema de transmisión al momento de la privatización
(Diciembre 1992) era de casi 65 millones de metros cúbicos por día (MM m3 / día) pero
también que las inversiones descriptas en la Sección 2 aumentaron esa capacidad a casi
el doble, pues en el año 2001 era de 120 MM m3 / día.38 Los datos también indican que
la inyección de gas promedio por día en invierno es siempre mayor que la promedio del
38 La mayor parte de esas ampliaciones fueron realizadas por TGN, cuya participación en la capacidad total el sistema creció del 34 al 45%.
39
40
año y también que el volumen máximo inyectado en cada año coincide con la capacidad
total del sistema.
Los indicadores de uso de la capacidad de transporte en todos los casos muestran
que el nivel de utilización en invierno y verano cayó desde 96 y 79% en 1993 a 85 y
68% en 2001, respectivamente. Por supuesto, estos comportamientos indican que los
incrementos en la capacidad de transporte superaron a los de la demanda. Pero los datos
también muestran que desde ese último año, el uso de la capacidad de transporte
aumentó de manera notable, al extremo que en 2003 la capacidad disponible fue
empleada por completo durante el invierno, que es la época de mayor demanda
–mientras que el promedio para todo el año superó el de 1993. Finalmente, el cuadro
muestra que el aumento de la capacidad de transporte hizo posible que en los años
anteriores a la devaluación se redujeran notablemente las restricciones de gas a los
grandes usuarios durante el invierno. Por ejemplo, el volumen de gas restringido en el
año 2001 fue equivalente a sólo el 1,5% de las entregas totales de gas, y representa
apenas un 7% del nivel que alcanzaron esas restricciones en 1993.
41
Cuadro13 Capacidad del Sistema de Transporte
Transportadoras de Gas Natural de Red en Argentina; 1993 a 2001, en MM m3/día1
Dic 1992
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Capacidad del Sistema TGS
42,0 47,1 55,2 56,9 59,4 60,4 61,7 61,3 64,2 66,4 66,4 66,4TGN 23,0 24,6 28,2 30,3 33,2 33,7 34,8 36,9 38,1 40,2 40,2 40,2Subtotal Mercado Interno 65,0 74,7 86,4 90,2 95,6 96,9 98,0 101,2 105,3 109,6 109,6 109,6Gasoductos de Exportación
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,6 7,7 10,8 14,2 14,2 14,2 14,2
Total
65,0 71,7 83,4 87,2 92,6 97,5 102,7 109,0 116,5 120,8 120,8 123,8
Inyección Total 64,3 64,2 69,0 73,0 75,0 80,0 89,0 94,0 92,0 91,0 103,5Inyección Invierno 68,8 72,6 80,0 85,0 86,0 93,0 102,0 109,0 106,0 117,0 119,4Volumen máximo
71,0 81,0 88,0 91,0 96,0 98,0 108,0 116,0 118,0 121,6 n / d
Nivel de Utilización ( en tanto por ciento) 2Promedio 86,0 79,0 79,1 78,8 76,8 76,8 81,7 80,0 75,0 75,0 86,5Invierno 96,0 87,0 91,7 91,8 88,0 89,3 91,0 92,0 85,0 89,0 99,0Verano
79,0 72,0 69,0 70,0 69,0 68,0 73,0 71,0 68,0 66,0 76,0
Capacidad contratada en firme 3 65,5 71,2 80,7 81,8 87,9 96,8 103,3 109,3 114,0 115,5 116,2Utilización capacidad firme (%) 3 79,0 73,0 72,9 78,4 77,0 79,2 75,5 68,2 68,3 67,7 75,7Ventas de capacidad interrumpible 3 7,9 6,1 3,3 3,8 4,5 5,4 4,0 4,3 3,6 3,0 n / d Restricciones 4 21,4 2,2 5,1 8,1 2,4 0,9 8,4 7,1 1,5 4,3 n / dTemperatura media en GBA (en C°) 12,2 11,8 10,5 11,9 13,4 12,7 12,0 11,4 12,9 10,9 n / d Notas: 1. Algunos datos para el año 2003 no se han podido obtener, pues el ENARGAS no ha publicado hasta la fecha su informe anual para ese año. 2. La utilización de la capacidad se computa como la razón entre inyección y capacidad nominal. 3. Promedio anual.
4. Volumen promedio de restricciones a grandes usuarios de gas para el período mayo – septiembre. Fuente: Informe Anual ENARGAS (varios años).
Los indicadores de uso de capacidad para las distribuidoras son más difíciles de
medir, pues como detalla la Sección 2, la capacidad de ese sector, básicamente, consiste
de las redes de distribución a los usuarios. Sin embargo, un estudio de Casarin (2003)
para ese segmento examina si los stocks de capital de cada distribuidora en cada año
que siguió a la privatización corresponden con sus niveles óptimos de largo plazo o si
por el contrario sus niveles son consistentes con un desequilibrio de corto plazo.
El Cuadro14 muestra la relación entre el capital observado y el óptimo – que surge de
una estimación dual de la función de producción para toda la industria – y si esa razón
es en términos estadísticos distinta de 1. Los datos indican que los stocks de capital de
6 de las 8 distribuidoras en todos los años superan los niveles óptimos de largo plazo –
pues la relación es significativamente distinta de 1 – y que sólo Metrogas parece
mantener un stock de capital consistente con un nivel óptimo de largo plazo, un
resultado esperado, pues esa empresa sirve el mercado residencial más desarrollado
(o maduro) del país. Los datos del cuadro indican que los stocks de capital de las
distribuidoras son en promedio un 40% superior a los niveles óptimos de largo plazo
Cuadro 14
Relación entre Capital Observado y Óptimo de Largo Plazo Distribuidoras de Gas Natural de Red en Argentina; 1993 a 2001, en MM m3/día.
Año Centro Cuyana Gasnor GNBan Litoral Metrogas Pampeana Sur
1993 1,35** 1,61 ** 0,82** 1,00 1,06 1,11 1,22 * 1,10 1994 1,37** 1,69 ** 0,94 1,24 1,16* 1,21 1,42 ** 1,23** 1995 1,46** 1,79 ** 1,05 1,45 * 1,27** 1,43 1,67 ** 1,34** 1996 1,43** 1,79 ** 1,10 1,67 ** 1,30** 1,58 1,75 ** 1,47** 1997 1,39** 1,88 ** 1,03 1,73 ** 1,38** 1,66 1,73 ** 1,41** 1998 1,33** 1,86 ** 1,15** 1,77 ** 1,37** 1,73 1,68 ** 1,44** 1999 1,55** 1,84 ** 1,11* 1,82 ** 1,44** 1,70 1,63 ** 1,39** 2000 1,52** 1,84 ** 1,08 1,81 * 1,41** 1,63 1,64 ** 1,42** 2001 1,49** 1,91 ** 1,11* 1,81 * 1,42** 1,70 1,70 ** 1,45**
Nota: Los símbolos * y ** indican que la razón entre el capital observado y el óptimo de largo plazo es distinta de 1 a un nivel de confianza del 10 y 5%, respectivamente.
Fuente: Casarin (2003)
Un argumento que frecuentemente se emplea para explicar las causas de la crisis se
apoya en que las empresas del sector no han realizado las inversiones establecidas en
las Licencias, las que fueron clasificadas en Obligatorias y No Obligatorias; las
primeras son inversiones relacionadas con la seguridad pública y la integridad del
42
sistema (categoría 1), mientras que las segundas son aquéllas relacionadas con el
crecimiento esperado de la demanda (categoría 2) o deseables para hacer eficiente la
operación del sistema (categoría 3). Las inversiones obligatorias para el primer
quinquenio (1993/97) consistieron en la realización de obras destinadas a adecuar la
infraestructura con los estándares internacionales y restablecer la calidad del servicio
que se había deteriorado durante los últimos años de gestión pública. A partir del
segundo quinquenio (1998/2002), en cambio, las inversiones obligatorias fueron
reemplazadas por un sistema de Indicadores de Calidad que fijan parámetros mínimos a
cumplir (Res. ENARGAS 891/98 y 1192/99) y que le permite al ENARGAS un control
indirecto de las inversiones, pero directo sobre el resultado en la calidad de servicio al
usuario.
El argumento que sostiene que las dificultades para abastecer las mayores demandas
de gas natural de red se deben a que las compañías del sector no han realizado las
inversiones necesarias parece carecer de validez por al menos dos motivos. El primero
se apoya en un reciente informe del ENARGAS (2004), que indica que las
Licenciatarias cumplieron con las inversiones obligatorias establecidas
contractualmente para el primer quinquenio (1993/97) y también con todas las
inversiones comprometidas en la Primera Revisión Quinquenal para el siguiente
(1998/2002).39 Los Indicadores de Calidad también muestran que los servicios
satisfacen los estándares establecidos. El segundo surge espontáneamente de los datos
resumidos en los dos últimos cuadros que en ambos casos muestran que las inversiones
realizadas por las empresas de transporte y distribución de gas natural hasta el año 2001
condujeron hacia importantes aumentos de capacidad cuyo nivel de utilización en el
año 2001 no era completo, pues la demanda creció en menor medida.
El enfoque opuesto sobre los orígenes de la crisis se apoya en que el nivel actual de
las tarifas promueve una mayor demanda de gas natural, mientras que no permiten
cubrir los costos de realizar nuevas expansiones en capacidad de transporte. El análisis
de la Sección 4 muestra que los precios finales del gas natural en términos reales han
permanecido prácticamente constantes desde la privatización hasta la devaluación del 39 El ENARGAS realizó durante el primer período un control de las inversiones a través de metas físicas y monetarias de cumplimiento obligatorio porque el sistema regulatorio otorga a las empresas fuertes incentivos para reducir sus costos para aumentar sus ganancias, ya que estas surgirán de la eficiencia con que operen sus sistemas (véase, por ejemplo, el trabajo de Bernstein y Sappington, 2000).
43
peso, pero también que desde ese evento se han deteriorado en gran medida. Esa
disminución real en los precios del gas natural y el aumento en el de otros combustibles
alternativos generaron en tan sólo 30 meses una importante distorsión de precios entre
esos bienes sustitutos. Por ejemplo, los datos del Cuadro 10 sugieren que entre
diciembre de 2001 y junio de 2004 el precio real del gas de red para la industria cayó en
relación al del fuel oil en un 70%, una distorsión con efectos casi inmediatos sobre la
demanda industrial. No es extraño entonces que las series del Gráfico 8 muestren que
las demandas de gas de los usuarios con mayores posibilidades de sustitución - las
industrias, las centrales eléctricas, y los usuarios de GNC – aumentaron de manera
notable desde enero de 2002.
Gráfico 8
Consumo de Gas Natural en Argentina Promedios Móviles para 12 meses. Desde 1993 hasta junio de 2004.
Otros Usuarios
0
5
10
15
20
25
30
35
dic-
93
jun-
94
dic-
94
jun-
95
dic-
95
jun-
96
dic-
96
jun-
97
dic-
97
jun-
98
dic-
98
jun-
99
dic-
99
jun-
00
dic-
00
jun-
01
dic-
01
jun-
02
dic-
02
jun-
03
dic-
03
jun-
04
Industrias
Centrales Eléctricas
Gas Natural Comprimido
Residencial
Fuente: Elaboración propia en base a Datos Operativos ENARGAS (varios años)
Algunos podrían, sin embargo, sugerir que el aumento de la demanda industrial se
origina en un incremento de usuarios industriales, en su nivel de actividad o en ambos
simultáneamente. Ese argumento podría explorarse de manera sencilla ajustando el
consumo medio por usuario industrial con un índice que capture la evolución de la
producción industrial. Un aumento de ese indicador sugeriría que existen otros factores
que motivan un aumento de la demanda más allá de las variaciones en el número de
44
usuarios y el nivel de actividad. El Gráfico 9 muestra los resultados de ese ejercicio con
dos indicadores que muestran la evolución del consumo medio industrial ajustado por
el Estimador Mensual Industrial (EMI) que elabora el INDEC; un indicador toma esas
series con estacionalidad y el otro sin ese fenómeno.
Grafico 9
Consumo Industrial Medio Ajustado por Actividad Industrial Serie Mensuales con y sin Estacionalidad. En miles de m3 de 9.300 Kcal.
0
5
10
15
20
25
30
35
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93
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94
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94
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95
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95
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96
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98
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dic-
00
jun-
01
dic-
01
jun-
02
dic-
02
jun-
03
dic-
03
Sin estacionalidad
Con estacionalidad
Fuente: Elaboración propia en base a Datos Operativos ENARGAS (varios años)
Esos indicadores muestran con claridad que el consuno de gas de la industria
aumentó considerablemente desde el congelamiento de las tarifas. Los datos muestran
que desde 1993 la demanda de gas de un establecimiento industrial promedio por
unidad de producción industrial osciló entre 25 y 30 mil m3 por mes y que a partir de
enero de 2002 esa relación aumenta a casi 35 mil m3. Una comparación similar indica
que durante el primer semestre de 2001 un usuario industrial promedio consumió
157 mil m3, mientras que en el mismo semestre de 2004 ese consumo aumentó a
183 mil, o 16%, cuando la actividad industrial en ese lapso sólo creció un 8%.
Las evidencias recogidas hasta aquí pueden emplearse en conjunto con el esquema
propuesto en la Sección 3 para contrastar nuevamente los argumentos que se emplean
para explicar la crisis y ensayar los efectos de algunas políticas sobre sus
consecuencias. El Gráfico 10 ilustra esos desarrollos. En primer lugar, las evidencias de
45
esta sección indican que la capacidad de transmisión ha aumentado gradualmente desde
la privatización hasta el año 2001 y también que ha permanecido constante desde
entonces, lo que en el gráfico podría reflejarse con un desplazamiento de la curva de
capacidad hacia la derecha hasta alcanzar el nivel K01 = K04 que allí se ilustra. Los datos
también muestran que el precio relativo de los combustibles sustitutos al gas natural y
el nivel de actividad han aumentado de una manera importante, aunque los primeros
más que el segundo. En este caso, la teoría microeconómica plantea que un aumento en
el precio de un bien sustituto desplaza la curva de demanda hacia la derecha y lo mismo
sucede con aumentos en el ingreso –o como en este caso en el nivel de actividad–.
El Gráfico 10 representa entonces ambos efectos con un desplazamiento de la curva de
demanda de gas natural hacia la derecha (de Gas 01 a Gas 04). Finalmente, el gráfico
refleja que el precio del gas ha permanecido constante desde el congelamiento
dispuesto por la Ley de Emergencia Económica (por eso p01 = p04) mientras los costos
de operación aumentaron desde de c01 a c 04, por ejemplo.40
Grafico 10
Causas y Consecuencias de la Crisis del Gas Natural
Demanda de K01
p*
p01=p04
c01
q01 q
K01 = K04
q04
d
c04
e
f
g Demanda de K04
h
Gas 04
Gas 01
0
i
K*
jln
p
El gráfico claramente muestra que el rápido desplazamiento de la demanda
provocado por la distorsión en los precios relativos de los combustibles condujo a que
la industria pasara en pocos meses de una situación de exceso de capacidad de
40 Los costos del capital han aumentado también pero por simplificación esto no se muestra en el gráfico.
46
transporte en 2001 (igual a la distancia entre los puntos d y e) a otra de exceso de
demanda (igual a la distancia entre los puntos e y h). Los ingresos de las empresas antes
de la devaluación pueden representarse por el área definida por los puntos 0p01dq01 que
se distribuían entre los costos operativos 0c01fq01 y la remuneración de la capacidad
c01p01df. La devaluación provocó que los ingresos aumenten a 0p04eq04, que los costos
operativos también lo hagan porque c01 subió a c04 y q01 creció a q04 (en 2004 esos
costos son 0c04gq04) pero, por sobre todo, que los costos de expandir la capacidad no se
cubran por completo, pues c04 p04eg es menor a c01 p01d f. Ese exceso en la demanda de
gas ha provocado que la demanda de capacidad también se desplace hacia la derecha.
¿Por qué motivos las empresas no aumentan entonces su capacidad? El gráfico
ofrece una respuesta obvia. Previo a la devaluación (cuando existía capacidad ociosa),
los costos de aumentar esa capacidad de K04 a K* pueden representarse por el área ehln,
pero debido al aumento de costos operativos desde c01 a c04 sólo la porción ehjg podrá
ser recuperada, pues gjln se destinará a cubrir los mayores gastos variables de
producción. Esa decisión parece de alguna manera estar respaldada en la Ley del Gas
Natural pues su artículo 31 establece que “... las habilitaciones podrán obligar a los
transportistas y distribuidores a extender o ampliar las instalaciones cuando ello resulte
conveniente a las necesidades de servicios público, siempre que puedan recuperar,
mediante tarifas, el monto de sus inversiones a la rentabilidad establecida en el Art. 39
de esta Ley”. El análisis claramente indica que un aumento del precio hasta el nivel p*
eliminaría la demanda insatisfecha, permitiría a las empresas recuperar sus costos
totales de producción pues los de capacidad serían cubiertos y otorgaría los incentivos
suficientes para emprender nuevas expansiones en capacidad.
6. Algunos Escenarios Futuros
El análisis de la sección anterior sugiere que el efecto conjunto del aumento de los
costos y el congelamiento de las tarifas ha provocado que las empresas de transporte de
gas natural encuentren escasos incentivos económicos para emprender nuevas
expansiones en capacidad. La misma situación parece ser válida para las empresas que
participan en la exploración y producción de gas natural, pues el desarrollo de esas
actividades – que explican la cantidad de reservas disponibles – depende de factores
47
económicos que incluyen los precios de los nuevos contratos establecidos por los
productores, los que se espera podrán ser establecidos en los contratos en el futuro, y
los cambios en los costos medios y marginales de exploración y desarrollo. Es
generalmente aceptado que esos factores tienen efectos sustanciales sobre la disponi-
bilidad de reservas, aunque con un tiempo de reacción considerable. Por ejemplo, el
establecimiento de mayores precios en nuevos contratos puede conducir casi INME-
diatamente a mayores actividades de exploración y desarrollo, lo cual recién en dos o
tres años debiera resultar en un mayor nivel de perforaciones y en otros dos en la
disponibilidad de reservas adicionales para ser ofrecidas a los usuarios.
El congelamiento del precio de gas que siguió a la devaluación parece haber
motivado una menor actividad de exploración, lo que junto con una mayor demanda
provocó que la cantidad de reservas disponibles en 2003 se redujera rápidamente a
14 años de producción.41 Esa situación es preocupante, pero lo es más aun, porque la
producción de gas para inyectar en los gasoductos – denominada oferta anual – se
encuentra también limitada por el nivel de reservas disponibles, pues esa producción no
puede ocurrir en una proporción mayor a un cierto nivel (o porcentaje) de las reservas
totales porque los componentes geológicos de los pozos son impermeables o porque la
canalización y sellado de sus partes puede reducir el valor económico de las reservas
remanentes. Es posible no obstante desarrollar mayores niveles de producción en un
período corto de tiempo pero con mayores costos, lo cual naturalmente se justifica
si los precios son también mayores. La secuencia de aumentos de precios de gas en
boca de pozo recientemente dispuesta por la Secretaria de Energía (Res. 208/2004)
probablemente conduzca en el mediano plazo a incrementar la producción anual de gas
natural, aunque en el corto plazo la situación puede ser crítica.
Es posible también plantear algunos escenarios de corto plazo que simulen algunas
consecuencias de postergar la nivelación de tarifas de los segmentos de transporte y
distribución con sus costos totales de producción.42 El Cuadro 15 resume los resultados
de un ejercicio muy simple que proyecta las restricciones de servicio para los grandes
usuarios en los meses de invierno (de mayo a septiembre) de 2004, 2005 y 2006. Los 41 Este dato proviene del informe anual de la Secretaria de Combustibles. 42 Estas proyecciones son muy simples porque se basan en extrapolaciones lineales y no en aquéllas que se obtendrían de estimar funciones de demanda para cada tipo de usuario. Este sería indudablemente un mecanismo más acertado, pero excede los alcances de este trabajo.
48
cálculos se realizaron para cinco distribuidoras, aunque se exponen agregados por
simplificación.43 Las tres primeras columnas detallan las demandas de los usuarios
residenciales, comerciales, subdistribuidores, entes oficiales y estaciones de GNC entre
2001 y 2003 y proyecta linealmente la de los siguientes tres en base a las tasas de
crecimiento de esos años. La cuarta columna muestra la capacidad de transporte en
firme total disponible (o contratada) por esas cinco empresas. La capacidad disponible
(o residual) para la industria de la quinta columna resulta de restar a la total la utilizada
por los usuarios con menores posibilidades de sustitución. Las siguientes tres columnas
resumen las demandas totales de los grandes usuarios (las industrias y las centrales
eléctricas), las que según la capacidad disponible han sido y podrían ser satisfechas o
no. Las últimas tres columnas resumen los días de interrupciones ocurridos entre 2001
y 2004, y la relación entre la demanda satisfecha y la capacidad residual y la de la
demanda restringida sobre la total. Las últimas filas presentan esas mismas
proyecciones pero en millones de m3 por día.
Los datos del cuadro muestran que la demanda residencial, comercial y la de los sub-
distribuidores y entes oficiales ha crecido de manera moderada desde 2001 y también
que esos consumos representan algo menos de la mitad de la capacidad promedio
disponible por las distribuidoras. Las proyecciones que allí se ensayan también sugieren
que en principio parecería no haber dificultades para satisfacer la disposición del Poder
Ejecutivo de la Nación (Art. 31 del Decreto 180) que establece garantizar el suministro
a esos usuarios. Sin embargo, una resolución posterior de la Secretaría de Energía
(Res. 265) promovió a que la SubSecretaría de Combustibles estableciera (Disp. 27)
que esa garantía debía extenderse a las demandas de todos los usuarios que tuvieren
contratados servicios en firme (las estaciones de GNC, las industrias y las centrales
eléctricas).44 Los datos sugieren que las proyecciones de corto plazo para esos usuarios
son preocupantes, por varios motivos.
43 Los cálculos excluyen Litoral, Cuyana y Camuzzi Gas de Sur, pues algunos datos de esas empresas no pudieron obtenerse o verificarse. Se espera poder incorporarlos en una próxima revisión de este trabajo. 44 Ese programa establece prioridades, volúmenes a suspender, procedimientos de valorización de gas y responsabilidad de las licenciatarias.
49
50
El primero se origina en el rápido crecimiento de la demanda de los usuarios de
GNC,45 pues entre los inviernos de 2001 y 2003 sus consumos crecieron al 12% anual.
Dada la capacidad disponible total – y considerando el análisis de la Sección 5 que
sugiere que resultaría difícil suponer que la capacidad del sistema de transporte
aumente significativamente, el mayor uso del GNC ha provocado que hacia 2004 la
capacidad de transporte residual para las industrias sea menor. Las proyecciones
indican que, si esa demanda sigue aumentando con ese ritmo, la capacidad de
transporte disponible para los grandes usuarios en el invierno de 2006 sería casi un
cuarto menor a la de 2001.
El segundo motivo que origina preocupación se origina en que esa menor capacidad
de transporte disponible para los grandes usuarios se opone al rápido crecimiento de sus
demandas. Los datos del cuadro indican que la demanda restringida en los años 2001 y
2002 ha sido apenas un décimo de la satisfecha, pero también que las restricciones han
aumentado significativamente en los inviernos de 2003 y 2004 por el efecto conjunto
de una mayor demanda (por los motivos que se explicaron en la Sección anterior) y una
menor capacidad disponible. Es posible que en algunos casos esas restricciones hayan
afectado a usuarios firmes, pues estos representan la mitad de la demanda industrial
(véase la Sección 4). Seguramente la falta de gas o de capacidad de transporte haya sido
el motivo por el cual algunos grandes usuarios que habían contratado y mantenido
históricamente servicios firmes no hayan podido renovar esos contratos a su
vencimiento. Los datos muestran que los días de interrupciones (o cortes de servicios) a
la industria ocurridos en el invierno de 2004 superan en más de tres veces los ocurridos
en 2001. Las proyecciones de la última columna del cuadro indican que la mitad de las
demandas de los grandes usuarios serían restringidas en los próximos dos años.
45 El Decreto 180/2004 introduce la posibilidad de categorizar a los usuarios de GNC en firme e interrumpible. No obstante, casi todos los usuarios permanecen en la primera categoría.
51
Cuadro 15 Proyección de Restricciones de Servicio en Invierno para Grandes Usuarios
En millones de metros cúbicos
Demandas No interrumpibles Demandas de Grandes Usuarios
Demanda Demanda
Subdistrib. Capacidad Días de Satisfecha Restringida
Invierno Of du
Residencial Comercialeses
GNC.
Contratada Residual Satisfecha Restringida1 Total Interrupciones1 Capacidadsi
DemandaalEnt Re 2 Total2
A
B
C
D
E=D-A-B-C
F
G
H=F+G
I
J=F/E K=G/H
2001 3,135
1,045 637 8,764 3,947 3,146 348 3,493 149 80 10 2002 3,076 1,033 691 9,062 4,262 2,973 385 3,358 169 70 11 2003 3,269 1,147 884 9,062 3,751 3,316 949 4,266 267 88 22 2004 3,316 1,184 989 9,062 3,564 3,403 2,013 5,416 497 95 37 2005 3,363 1,221 1,107 9,062 3,360 3,146 2,959 6,105 - 94 48 2006 3,412 1,261
1,240 9,062 3,139 2,938
3,960
6,898 - 94 57
En millones de m3 / día
2004 21.7 7.7 6.5 59.2 23.3 13.2 22.2 35.42005 22.0 8.0 7.2 59.2 22.0 19.3 20.6 39.92006
22.3 8.2 8.1 59.2 20.5 25.9 19.2 45.1
Nota: 1. La demanda restringida y los días de restricciones entre 2001 y 2004 provienen de los partes diarios de las distribuidoras puestas a disposición en Internet por el
regulador. 2. En porcentajes
Fuente: Elaboración propia en base a datos de ENARGAS.
El análisis de la Sección 4, que sugiere que los usuarios con contratos interrumpibles
son los primeros a quienes las distribuidoras deberían restringir el servicio, parece
coincidir con una reciente resolución de la Secretaría de Energía (Res. 503)46 que
establece dar prioridad a los consumos de usuarios no interrumpibles abastecidos con
gas adquirido por las distribuidoras (o sea que no incluye by pass comercial).47 Este
mecanismo de uso prioritario de la capacidad de transporte para el abastecimiento de la
demanda no interrumpible establece un sistema aplicable en situaciones en las que las
distribuidoras dispongan de capacidad contratada en firme y no obtengan confirmación
de la disponibilidad de ese transporte debido a la falta de confirmación del volumen de
gas natural por parte de los productores en el punto de ingreso al sistema de transporte
y, por lo tanto, que con ello pongan en riesgo el abastecimiento a los usuarios
residenciales, comerciales (pequeños y grandes – SGP y SGG), GNC firmes, sub-
distribuidores y grandes usuarios con servicios en firme (FD y FT). El límite de uso de
la capacidad es definido como el menor entre el volumen de la capacidad contratada por
la distribuidora o el volumen de transporte firme que disponga. La norma establece que
el gas remanente se destinará primero a los usuarios interrumpibles y luego a los
cargadores (“by pass” comercial) interrumpibles que se encuentran en el área de
concesión de esa distribuidora.48
El Gobierno y algunas empresas han anunciado nuevas inversiones en capacidad de
transporte de gas natural. Esos anuncios son importantes, pues sugieren que la
capacidad de transporte podría ampliarse en 4,9 millones de M3 por día, un valor
equivalente al 4,5% de la capacidad disponible en 2004 para abastecer el mercado
interno. Sin embargo, los datos del Cuadro 15 parecen indicar que ese aumento de
capacidad no sería suficiente en el corto plazo para cubrir de manera razonable las
demandas insatisfechas de los grandes usuarios, pues las nuevas adiciones de capacidad
solo representarían un cuarto de la demanda insatisfecha proyectada para los próximos
años. Parecería claro que esta medida debiera completarse entonces con otras que se
dirijan a restablecer un equilibrio en los precios relativos de los combustibles.
46 Ese mecanismo reemplaza lo dispuesto por la Nota 385 (mayo de 2004) de la Secretaria de Energía. 47 Esta resolución establece que el criterio para calificar a un servicio como interrumpible es aquél definido en el Anexo V del Decreto 180. 48 Los consumos interrumpibles a ser restringidos se determinarán de forma inversamente proporcional a la participación relativa de los productores de gas natural que los abastezcan, según los compromisos asumidos por los productores de acuerdo a lo estipulado por la Res. 208 de la Secretaria de Energía.
52
Pero el tercer motivo que suma preocupación se apoya en la reciente interposición de
medidas cautelares que impiden a las distribuidoras interrumpir el servicio a usuarios
que habían contratado ese servicio. Las proyecciones del Cuadro15 muestran que la
multiplicación de esas medidas podrían provocar graves perjuicios al resto de los
usuarios que no disponen de alternativas de sustitución y cuyos servicios no pueden ser
interrumpidos; ello podría no sólo provocar una desmejora en la calidad del servicio a
los pequeños usuarios como los residenciales sino también conducir a situaciones de
riesgo físico a todo el sistema de distribución. Parecería claro que la mejor (sino la
única) forma de sortear la escasez de gas y su capacidad de transporte sería postergar la
demanda de quienes pueden técnicamente sustituir su consumo de gas natural de manera
que la escasa oferta sea distribuida entre quienes carecen de esas alternativas de
sustitución.
Finalmente, la interposición de medidas cautelares que impiden interrumpir el
servicio a usuarios con contratos interrumpibles o con posibilidades técnicas de rápida
sustitución parece no ser justa por al menos dos motivos. Primero, porque no
interrumpir el servicio a esos usuarios implicaría situarlos en igualdad respecto a los
residenciales o los firmes, quienes por más de una década pagaron una tarifa mayor que
incluía un cargo por reserva de capacidad. Como se ilustra en la Sección 3 y en el
Anexo 1, esas tarifas reflejaban los incentivos para desarrollar mayores expansiones en
capacidad. Parecería entonces no ser justo asignar la escasa capacidad disponible a
aquellos usuarios que con sus contratos interrumpibles no proveían los incentivos para
aumentar esa capacidad.
El segundo motivo se apoya en el análisis económico muy simple que se desarrolló
en la Sección 4. Suponga un gran usuario que consume 3 millones de m3 al año a un
ritmo constante. Ese es el consumo mínimo anual para poder establecer un contrato
interrumpible de gas. Continuando con la notación de esa sección, si el servicio de gas
es interrumpido durante tres meses, por ejemplo, el precio de ese combustible sintético
en junio de 2004 (véanse los precios en el Cuadro 10) puede calcularse como
PS = (9/12)*0,11 + (3/12)* 0,529 = 0,215, y el costo total en energía de ese usuario sería
$644.250 (0,215*3 millones). Si, en cambio, una medida cautelar le permitiera
consumir gas interrumpible, su costo anual total sería $330.000. La diferencia en costos
53
sería del 95%, una relación mucho menor al aumento de los precios internos mayoristas
que ha favorecido a las industrias desde la devaluación.
7. Conclusiones
La crisis económica, política y social originada por la desordenada salida del
régimen de Convertibilidad motivó un profundo cambio en las reglas de juego y las
conductas de los usuarios de gas natural como de las empresas que participan en la
industria. El Gobierno ha intentado evitar que la crisis tenga un impacto mayor, pero
esas medidas parecen haber aumentado la incertidumbre jurídica en el sector. Casi tres
años después, desde el Gobierno aun se sostiene que las dificultades para abastecer las
mayores demandas de gas se deben a que las empresas no han realizado las inversiones
necesarias y se insiste en que las tarifas no deberían revisarse hasta que las inversiones
no sean retomadas. La industria plantea un enfoque opuesto porque afirma que las
tarifas actuales no permitirían cubrir los costos de realizar nuevas exploraciones ni
expansiones en capacidad de transporte. Las distribuidoras de gas parecen enfrentar
además mayores dificultades, pues son las que deben arbitrar las mayores demandas con
las limitaciones de la oferta y la capacidad de transporte del gas natural. Esas evidencias
parecerían indicar que la prolongación del conflicto inevitablemente conduciría a un
fuerte deterioro de la eficiencia de todo el sector.
Esa crisis ha motivado que algunos propongan una mayor presencia estatal en la
gestión, probablemente porque consideren que la participación privada en la provisión
de servicios públicos resulte poco beneficiosa para la sociedad. Las evidencias para el
gas natural sugieren lo contrario pues indican que durante los nueve años que siguieron
a la privatización los precios reales del gas natural permanecieron prácticamente
constantes, las empresas invirtieron más de tres mil quinientos millones de dólares, el
Estado recibió ingresos por impuestos a las ganancias por más de
mil seiscientos millones (curiosamente algunas estimaciones indican que esa cifra
equivale a las pérdidas de Gas del Estado durante los nueve años que precedieron a su
privatización), la capacidad de transporte se duplicó – es decir que en casi una década
de operación privada aumentó lo mismo que en cuatro de gestión estatal– y que la red
de distribución creció en más de 40 mil kilómetros, lo que es igual a dos tercios de la
54
realizada por Gas del Estado en casi cuatro décadas. Esas inversiones permitieron que
los más de cuatro millones de usuarios existentes al momento de la privatización no
sólo dispongan de un servicio mejor y más confiable, sino también incorporar en el
sistema más de un millón y medio de nuevas familias.
El argumento que sostiene que las dificultades para abastecer las mayores demandas
de gas natural se deben entonces a que las compañías no han realizado las inversiones
necesarias parece no ser válido, pues las evidencias indican que las inversiones
realizadas en los segmentos de transporte y distribución condujeron hacia importantes
aumentos de capacidad cuyo nivel de utilización en el año 2001 no era completo, pues
la demanda había crecido en menor medida. Los estudios del regulador son coincidentes
con esa conclusión. Sin embargo, el rápido desplazamiento de la demanda provocado
por la distorsión en los precios relativos de los combustibles que siguió a la devaluación
condujo a que la industria pasara en pocos meses de una situación de exceso de
capacidad de transporte a otra de exceso de demanda, principalmente por los aumentos
en las de los usuarios con mayores posibilidades de sustitución - las industrias, las
centrales eléctricas, y los usuarios de GNC. La devaluación también provocó que los
costos de las empresas aumenten pero por sobre todo que los de expandir la capacidad
no se cubran por completo.
El exceso de demanda de gas ha provocado que las demandas de algunos usuarios
no puedan ser satisfechas, lo cual ha originado además algunos conflictos relacionados
con el abastecimiento de usuarios con contratos interrumpibles. Las proyecciones
sugieren que esas dificultades podrían extenderse a los usuarios con contratos no
interrumpibles, pues algunos escenarios para el corto plazo indican que la mitad de las
demandas de los grandes usuarios serían restringidas en los inviernos de los próximos
años. El análisis claramente indica que un aumento del precio eliminaría la demanda
insatisfecha y permitiría a las empresas recuperar sus costos totales de producción y
otorgaría los incentivos suficientes para emprender nuevas expansiones en capacidad.
Un motivo de preocupación hasta que ello ocurra se apoya en la reciente
interposición de medidas cautelares que impiden a las distribuidoras interrumpir el
suministro a usuarios que habían contratado ese servicio. Las proyecciones sugieren que
la multiplicación de esas medidas podría provocar graves perjuicios al resto de los
55
usuarios que no disponen de alternativas de sustitución y cuyos servicios no pueden ser
interrumpidos, lo cual podría no sólo provocar una desmejora en la calidad del servicio
a los pequeños usuarios como los residenciales, sino también conducir a situaciones de
riesgo físico a todo el sistema de distribución. Parecería entonces claro que la mejor
forma de sortear la escasez de gas y su capacidad de transporte en el corto plazo sería
postergar la demanda de quienes pueden técnicamente sustituir su consumo de gas
natural de manera que la escasa oferta sea distribuida entre quienes carecen esas
alternativas de sustitución. Esa parecería ser además una decisión más justa.
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