E l sector energético argentino, enparticular la industria del gas yla electricidad, se encuentra

atravesando un período de transición,definido a partir de la sanción de laLey Nº 25.561, de Emergencia Públicay Reforma del Régimen Cambiario, acomienzos de 2002, que puso fin alperíodo de convertibilidad. Dicho régi-men, junto con las Leyes de Reformadel Estado y de Emergencia Económicade 1989, había dado sustento a lasreformas estructurales y las privatiza-ciones de los años ’90. Acercándonosal final de este interregno legal(diciembre de 2003)1, se intenta echarluz sobre el camino que podría tomar-se a fin de recuperar una senda de cre-cimiento sectorial que el consenso delos analistas califica, amén de ciertasfallas detectadas, como altamente posi-tivo a lo largo de una década de expe-riencia regulatoria en estas industrias.

Con la nueva ley ha sido eliminadala referencia de precios y tarifas a lamoneda y los índices estadounidenses(artículo 8), y se le asigna al PoderEjecutivo la potestad de renegociar loscontratos de concesión a través de unaComisión Renegociadora de Contratos,que actualmente se transformó en laUnidad de Renegociación y Análisis deContratos (URAC). Los ajustes de tari-fas de servicios públicos han quedadoasí interrumpidos, con lo que se hacongelado el valor de los componentestarifarios, entre ellos el precio del gasnatural en boca de pozo y el de laenergía eléctrica en el mercado mayo-rista, para los clientes con servicioregulado.

Focalizándonos en la industria delgas, tenemos que la Ley Nº 24.076 pro-picia un desarrollo competitivo en elsector de la producción, al tiempo queconsidera la distribución y el transpor-te como servicios públicos de caráctermonopólico, por lo que están sujetos aregulación. Junto a la electricidad,estos han sido los únicos sectores queposeen marcos regulatorios aprobadospor el Congreso, por lo que además dehaber funcionado con legitimidad antelos usuarios, han tenido garantía paralos inversores. En este sentido, el rolde la URAC en estos sectores se desdi-buja ya que su función está definidataxativamente en la actividad de losentes reguladores.

Avanzando en la descripción delmarco teórico, se enfatiza el hecho deque la producción de gas, si bien es

muy intensiva en el uso del capital,tiene características competitivas. Porello, cuanto más esfuerzo se haga enregular su precio, mayor será el riesgode distorsionar las señales que atraenla inversión tanto en este como en lossectores que se encuentran encadena-dos en el nivel industrial y, consecuen-temente, esto podría constituir unaamenaza a la competitividad sectorialy a la generación de empleo.

La experiencia internacional tam-bién demuestra que el mercado mayo-rista de gas sufre severas restriccionescuando, dándose las condiciones, noopera en forma competitiva. Por ello,es conveniente orientar la transicióndoméstica hacia un escenario de pre-cios mayoristas desregulados, incorpo-rando la nueva y abundante oferta delgas de Bolivia al mercado local y regio-nal, involucrando a los gobiernosnacionales para desarrollar una mayorinterconexión en un entorno regulato-rio que converja hacia un mercadoúnico y competitivo, tal como se vienedesarrollando actualmente en la UniónEuropea.

Naturalmente esto tendrá unimpacto en la tarifa actual (el preciomayorista que representa algo más del20% para los clientes residenciales, seduplicaría), que a su turno deberá rea-justar los componentes regulados delservicio de transporte y distribución,para lo cual se propone una metodolo-gía transitoria para reanudar la activi-dad regulatoria. El eventual surgimien-to de subsidios cruzados que se gene-ren impedirá, inicialmente, la compe-tencia en la red, y por tanto la limitaráaguas arriba (pues existe un efecto deretroalimentación desde el downstreamhacia la producción), alterando de estamanera la gramática regulatoria.También será preciso implementar unatarifa social, para bajos niveles deconsumo, a fin de asegurar elservicio para la poblaciónde menor ingreso, dise-ñada de tal modo queevite las habitualesprácticas clientelísticas

En el medianoplazo, revisión delmarco regulatoriomediante, debiera retor-narse a un esquema libre desubsidios cruzados, como elvigente hasta diciembre de 2001, conmayores incentivos para lograr la com-petencia en todos los segmentos de la

industria, como ocurre en las econo-mías más desarrolladas. Esto requierede la definición de una agenda precisay ajustada, que involucre a regulado-res, empresas y asociaciones de usua-rios, según ha sido la práctica regulato-ria en la Argentina.

Adicionalmente, el trabajo y la solu-ción aquí propuestos acentúan la con-veniencia de agilizar la integraciónenergética regional al tiempo de liberarel precio mayorista, ya que a partir delas cuantiosas reservas de gas incorpo-radas recientemente en Bolivia, –enparticular en la zona de Tarija, dondela formación geológica no reconocefrontera entre el noroeste argentino yel sur de Bolivia– tanto la Argentinacomo toda la región podrían benefi-ciarse con esta abundancia de recursos,generando la posibilidad de que el gasnatural se “comoditice”.

La experiencia internacional tam-bién ha mostrado que los puntos deintersección de grandes gasoductostroncales con suficiente capacidad dealmacenamiento se pueden convertiren trazadores regionales (hubs) arbi-trando precios hacia el resto de laregión, de modo que gobierne la “leyde un solo precio”. Si a ello se le sumael desarrollo de mercados de futuro sinactores fuertemente dominantes,entonces estaremos en presencia de uncommodity regional.

Esta integración regional constitui-ría así un “puente” entre el equilibriointerno y el regional, para liberar losprecios mayoristas en la Argentina, ali-neándolos a los de Bolivia, y así avan-zar luego hacia un mercado único degas y electricidad en todo el Cono Sur.Con esto nos arriesgamos a que estapropuesta sea un tanto ambiciosa (yabarcativa), pero con la convicción deque solo con una visión estratégica de

largo plazo podremos superar ladifícil coyuntura.

A efectos de considerarla restricción política queuna liberalización delmercado mayoristaprovocaría, se sugiererealizar esta alineaciónen dos etapas. En este

sentido, solo el recono-cimiento del Coeficiente

de Estabilización deReferencia (CER) como índice

de ajuste de contratos de gas (como haocurrido con los pasivos financieros)permitiría sortear la primera de ellas

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Hacia un equilibriodoméstico y regionaldel mercado de gas natural

Con motivo del Foro Internacionalde Energía que tuvo lugar enBuenos Aires del 6 al 10 deoctubre pasado, se realizó elconcurso organizado por el IAPGsobre “La energía en el siglo XXI”desde tres enfoques diferentes:económico, legal y técnico. De acuerdo con los reglamentos, eltrabajo ganador de cada categoríase publicará en Petrotecnia. En laedición actual presentamos una

síntesis del trabajo que obtuvo el primer premio en el aspectoeconómico y que estuvo a cargo de Sebastián Scheimberg. El trabajo “Hacia un equilibrio doméstico y regional del mercadode gas natural” ilustra la situación de desequilibrio en la que seencuentra el mercado de gas natural, vinculada a la crisiseconómica, luego de la devaluación en la Argentina. A efectos deretornar al equilibrio, se propone un diseño regulatorio detransición que contempla la liberalización escalonada de losprecios mayoristas bajo un marco de integración regional, queincorpore las abundantes reservas de gas de Bolivia. Dichaintegración requiere, además, de expandir la interconexión, laconvergencia en materia regulatoria y de defensa de lacompetencia. Para esto se precisa el compromiso de fondo de losEstados Nacionales. Analizando la experiencia internacional,veremos si esta alternativa es factible para el Cono Sur, ya quepresenta algunas debilidades regionales que se ponen aconsideración.La versión completa podrá consultarse en la Biblioteca del IAPG(www.iapg.org.ar).

Por Sebastián Scheimberg

con una expectativa de menor conflic-tividad social.

Para desarrollar esta propuesta seanalizarán primeramente los antece-dentes de la situación en el nivel localy regional; luego se profundizará en ladescripción del mercado argentinoseñalando las restricciones que enfren-ta actualmente y realizando algunasrecomendaciones. Posteriormente, sehará una breve descripción de los mer-cados de la región, en particular deBolivia, y del funcionamiento del mer-cado único de gas en la UniónEuropea. Por último se expondrán lasconclusiones.

Antecedentes

Antecedentes domésticosSi bien en la actualidad existe una

revisión crítica del modelo de privati-zación y regulación aplicado durantelos años ‘90, los datos de ampliacióndel servicio de gas y mejora de su cali-dad con precios comparativamentebajos en el nivel internacional sonindiscutibles2. De hecho, el modelonació con un importante consensosocial a raíz de la crisis energética defines de los años ‘80, producto de lasdeficiencias observadas en la presta-ción del servicio por parte del Estado.

Esto revela que existe una visiónpendular respecto al rol del Estado enla economía, que la sociedad debedefinir racionalmente, evitando elcuestionamiento sistemático de laspolíticas precedentes y trazando unaestrategia de largo plazo. En ella, elEstado debería asumir un rol de com-plementariedad respecto al sector pri-vado, que bajo un entorno de estabili-dad jurídica, deberá ser el responsablede impulsar el desarrollo económicoen nuestro país y en toda la región.

Repasando los hechos, con la priva-tización de Gas del Estado la industriadel gas natural quedó verticalmentedesintegrada. La producción pasó aconformar un mercado de competen-cia, bajo la órbita de la Ley deHidrocarburos Nº 17.319, con atribu-ciones por parte de la Ley Nº 25.156,que modificó en agosto de 1999, laLey Nº 22.262 de Defensa de laCompetencia; mientras que la distribu-ción y el transporte conformaronmonopolios regionales, regulados porel ENARGAS según la Ley Nº 24.076.

La decisión de liberalizar la produc-

ción obedece a que esta tiene caracte-rísticas competitivas dado que: i) laescala mínima eficiente de la opera-ción del pozo productivo es relativa-mente pequeña respecto al tamaño delmercado que abastece, por lo que serequiere de la concurrencia de variosproductores y ii) los costos marginalesde producción son crecientes a medidaque se van explotando las áreas demayor a menor accesibilidad3.

En el caso de la prestación de unservicio público como el gas naturalpor redes, la forma de mercado máseficiente, en términos del ahorro derecursos para la sociedad, es el mono-polio, dado que los elevados costosfijos hacen que la escala mínima efi-ciente sea relativamente elevada res-pecto al mercado. Para ello, al transfe-rir al sector privado esta actividad espreciso regularla, de modo de alcanzarla solución competitiva (precio = costomarginal) y no la de monopolio (pre-cio > costo marginal), que desde elpunto de vista social es ineficiente yaque la sociedad estaría pagando másque el sacrificio de recursos realizadopor los productores.

Además, la presencia de elevadoscostos fijos hace que el costo marginalsea inferior al costo medio, en eltramo relevante respecto a la deman-da, por lo que constituye un monopo-lio natural. Adicionalmente, la teoríamoderna de la regulación sostiene quepara que la solución de monopolio seaeficiente, el costo fijo debe ser lo sufi-cientemente elevado en relación apotenciales ganancias que surgirían dela renta de la información en caso deque hubiese más de un oferente (com-petencia por comparación)4.

Fijar, entonces, la retribución delservicio en el nivel del costo marginalno permitiría cubrir el costo fijo, conlo que cada categoría debería pagar obien un adicional en proporción al usode la capacidad (costos plenamentedistribuidos), o bien en función de laelasticidad de su demanda (preciosRamsey). Esto, si bien es superiordesde el punto de vista de la eficiencia,podría ser cuestionable desde el puntode vista de la equidad distributiva ydesde una aproximación empírica,dada la dificultad que existe en el cál-culo requerido.

El costo marginal relevante para elcaso, sería el de largo plazo, definidocomo el costo de transportar una uni-dad adicional de gas por un período

prolongado, incluyendo los refuerzos yextensiones necesarios del sistema.Claro que esta definición es ambiguaen términos de: a) el período prolon-gado; b) la diversidad de tipos de clien-tes y c) los costos conjuntos dados porla constitución de la red.

Equidad y FinanciamientoDesde el punto de vista de la equi-

dad, es preciso fijar alguna pauta. En elextremo, un sistema que solo busquela equidad, de acuerdo con algunavaloración subjetiva, podría encontrar-se ante una situación altamente inefi-ciente; esto es, que la cantidad ofrecidaa los precios fijados por el administra-dor benevolente fueran insuficientespara sostener un nivel adecuado deoferta del recurso en el mediano plazo,como sucedió en la Argentina a finesde los años ‘80. Es por esto que la faltade provisión del servicio (caso de inefi-ciencia extrema) conduciría a la peorsolución en términos de equidad, puesno existe un servicio más caro e ine-quitativo que el que no se presta.

En el nivel de la producción mayo-rista, la competencia garantiza unasolución eficiente, aunque no necesa-riamente la más equitativa. La fijaciónde precios tope, decididos por algunaconsideración “justiciera”, sin embar-go, podría fomentar la concentraciónde la industria aguas arriba desplazan-do a los pequeños productores delmercado y conduciendo a una reasig-nación de recursos menos equitativa.

En el mercado de infraestructura, latarifa no lineal, en dos o más partes,aproxima la solución óptima, contem-plando además del objetivo de eficien-cia, los de equidad y financiamiento.La restricción que debe tomar en cuen-ta su diseño, para una cierta calidad, esque el cargo fijo no constituya unabarrera al consumo del segmento demenor ingreso. En ese caso, el cargovariable podría fijarse por encima delcosto marginal, sacrificando un pocode eficiencia asignativa por una metade equidad distributiva.

Repasando la experiencia argentina,el segmento de producción, en teoría,estaba sujeto al libre juego de la ofertay la demanda, aunque el ENARGASguardaba atribuciones de limitar elpase a tarifa de los incrementos esta-cionales fijados por los productores(artículo 38 de la Ley 24.076). Estasrevisiones se realizaban dos veces alaño (mayo y octubre) y se sumaban a

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bilidad de que los grandes usuarios(y subdistribuidores) contratendirectamente con los productoresun servicio interrumpible. Estebypass puede ser físico o comercial.En este último caso, se reconoceun peaje por el uso de la infraes-tructura disponible que debieraaproximarse al cargo eficiente (regladel margen).

Inicialmente los usuarios con capa-cidad de realizar este tipo de operacio-nes debían tener un consumo de 10mil m3 diarios para servicio firme, y de3 millones de m3 anuales para inte-rrumpible, pero a partir de mayo de2000 (Resolución 1748/00), ese umbralse redujo a la mitad (lo que en térmi-nos internacionales aún sigue siendocomparativamente alto).

Previamente, el ENARGAS habíaconformado un Mercado de Reventa deCapacidad. Ambas medidas condujerona la reducción de márgenes por parte delas distribuidoras y al surgimiento decomercializadores que han probado ser,en el nivel internacional, propagadoresde la competencia aguas arriba (en elcaso de los EE.UU., los comercializado-res independientes representan cercadel 50% del gas vendido).

El capítulo X de la ley define el roldel ENARGAS, cuya misión principales asegurar la provisión del serviciohaciendo cumplir la ley en defensa delinterés de los usuarios presentes yfuturos. Si bien actualmente su rol seha desdibujado por la actuación de laURAC, la tarea desarrollada hasta lacrisis del 2002 ha sido muy valiosa. Detodos modos, su accionar ha generadoreclamos desde los distintos actores dela ley.

Antecedentes regionalesLos antecedentes históricos de los

proyectos de integración energéticahan tenido que ver con el aprovecha-miento de recursos hidrológicos com-partidos, como los casos de las centra-les de Yacyretá, Itaipú y Salto Grande,entre otras. Estos proyectos se caracte-rizaron por ser sumamente costosos,burocráticos y de negativo impactoambiental. También en el ámbito delgas natural, ha existido una larga rela-ción comercial entre Bolivia y laArgentina, por la que nuestro paísimportaba 6 millones de m3 diarios ycuyo contrato culminó en 1999. Unarelación más reciente está dada por el

ducto en el área de Magallanes que, acomienzos de los años ‘80, abastecíade gas chileno al sur argentino. Pero apartir de la segunda mitad de la déca-da de los ‘90, la interconexión gasíferase intensificó (ver Anexo).

Previamente, esta nueva ola deinterconexión había comenzado con lainauguración del oleoductoTrasandino en 1995, y junto a estas,aparecen otras obras orientadas a abas-tecer al mercado brasileño, con posibi-lidades concretas de realización (verAnexo).

Con excepción de la conexión entreBolivia y el Brasil, toda la intercone-xión regional que se completaría conestas obras pivotea sobre una red his-tóricamente desarrollada en laArgentina, caracterizada por su conver-gencia concéntrica en Buenos Aires,con una extensión de 9 mil kilómetrosy una capacidad de 116 millones dem3 diarios (ver Anexo).

Lo que resulta aparentemente con-tradictorio con este impulso de finesde los años ‘90, cuando los países delMERCOSUR firman el Memorando deIntegración Energética Regional endiciembre de 1999, –que coincide, ade-más, con la incorporación de los des-cubrimientos de gas de Bolivia– es laelevada ociosidad de la infraestructuradisponible.

La explicación de este fenómenopuede interpretarse, por un lado, porla falta de armonización tanto enmateria regulatoria como en el nivelmacroeconómico. En este sentido, losprocesos devaluatorios desde 1998 a lafecha en el Brasil, la Argentina y elresto de la región, por efecto contagio,han afectado la capacidad de cumpli-miento de los contratos de largo plazo,pactados en dólares, para el gas enboca de pozo (como insumo de lageneración termoeléctrica), mientras elprecio de la electricidad ha permaneci-do estable en moneda doméstica, enfunción de la capacidad de pago de losconsumidores cautivos.

El otro hecho que se debe destacares la actitud empresarial agresiva queviene desarrollando Petrobras, no solo

porque actualmente es el mayoroperador de gas en Bolivia y haadquirido la segunda empresa enreservas de la Argentina, sinotambién por el riesgo que ha asu-mido al impulsar la construccióndel gasoducto Santa Cruz - SanPablo. En este sentido, la cons-

trucción de infraestructura podría lle-gar a interpretarse como una estrategiadefensiva por parte de Petrobras.

En este aspecto también se observaun posicionamiento estratégico de ungrupo de empresas en cada uno de losdistintos ámbitos mercantiles, queestarían actuando en respuesta a susexpectativas de lo que haría el resto delos jugadores en caso de abrirse el mer-cado. En ese grupo se encuentran ade-más de Petrobras, empresas de la tallade British Gas; BP Amoco; Repsol YPFy TotalFinaElf, entre las de mayor par-ticipación regional.

De este modo, lo que ser una venta-ja, es decir, el hecho de que existainfraestructura y que sean las mismasempresas las que se encuentran a unoy otro lado de la frontera, se vuelveuna restricción a la integración. Esta,como principio fundamental, descansaen el objetivo de lograr una mayor efi-ciencia y complementariedad energéti-ca aprovechando la abundante dota-ción de gas natural (y de capacidadhidroeléctrica en el Brasil y elParaguay) y la imperiosa necesidad decrear un mercado para que su desarro-llo sea rentable, eliminando los sobre-costos que tienen los estados naciona-les por subsidiar actualmente ciertossectores menos eficientes.

La aparente apuesta regional se con-vierte así en una expresión protocolarque avanza en forma espasmódica, res-pondiendo, en algunos casos, a emer-gencias de carácter climatológico (elBrasil en 2001); a requerimiento fiscal(Bolivia); o bien para generar mercadosy saldos exportables (la Argentina).

Convergencia regulatoriaPero la falta de sincronización

podría también estar asociada a ladivergencia entre los modelos energéti-cos adoptados por cada país, por enci-ma de los protocolos y acuerdos. Enun extremo, la Argentina ha mostradoun Estado apartado de la actividadempresaria, mientras que en el opuestoestán los casos del Brasil o de Uruguay,donde la energía constituye un recursodel Estado. Sin embargo, en todos los

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los ajustes de julio y enero por la apli-cación de la inflación mayorista esta-dounidense sobre una tarifa calculadaen dólares (artículo 41); aunque a par-tir de 2000, esta práctica se interrum-pió por un decreto presidencial (su tra-tamiento quedó pendiente en la órbitajudicial). Cada cinco años, se produceuna revisión de la tarifa, o más bien dela estructura tarifaria, en función delos nuevos parámetros del mercado(artículos 41 y 42). Finalmente, tam-bién la política de impuestos afecta elvalor final de la tarifa.

En un esquema regulatorio en elque el mecanismo de traslado de varia-ción de costo del gas a tarifas finales(pass through) se volvió relativamenteambiguo, la oferta era provista pormás de 30 empresas con posibilidadconcreta de negociar condiciones deventa a grandes usuarios y distribuido-ras. Sin embargo, el mayor cuestiona-miento que ha sufrido permanente-mente este mecanismo ha sido la posi-ción dominante que mantenía YPFS.A., no solo en términos de su pro-ducción sino por la reventa de gas deterceros productores, resultado deacuerdos pactados por la ex petroleradel Estado, previo a su privatización.Esta situación se acentuó aún másdesde mediados de 1999, cuandoRepsol adquirió YPF S.A. y consolidólos activos de su controlada Astra S.A.en un solo grupo5.

A modo de descargo, en algunasaudiencias públicas, los funcionariosde Repsol YPF reconocieron esta situa-ción y se decidió, entonces, reducir laduración de algunos de estos contratosde reventa (por ejemplo, conPetrobras, por el yacimiento deAguaragüe, se limitó el contrato al año2000, quedando Cañadón Alfa –Total,PAE y Wintershall– para febrero de2004 y Ramos –Pluspetrol Energy yTecpetrol– para marzo de 2006)6. Perociertamente la propia conformación deYPF S.A., desde su privatización, condi-cionó la posibilidad de competenciaen el mercado interno, dado que en sumomento, la idea de conformar una“empresa campeona” en el nivel regio-nal chocaba con la de un mercadofuertemente atomizado, y sobre todoporque, en aquel entonces, ese merca-do no existía.

En tal sentido, y a efectos de evitarposiciones dominantes en el segmentode producción, el ente dictó laResolución N° 207 por la que decidiópublicar precios estacionales de refe-rencia por cuenca, con el objeto deincentivar las transacciones en unmercado spot7.

En el segmento regulado, tanto eltransportista como el distribuidorincluyen en su ecuación económica laretribución al capital empleado, bajoun enfoque financiero de retorno alcapital invertido, por el que debencobrar tasas justas y razonables. Esteenfoque difiere de la estimación que serealiza sobre el valor del activo en fun-ción de su costo de reposición pero fueadoptada por la propia modalidad delproceso de privatización. De otromodo el valor de la tarifa hubiesecomenzado en un nivel significativa-mente más elevado8.

El enfoque financiero, si bien man-tiene constante el valor invertido porlos accionistas, genera señales pococlaras sobre cómo invertir en la expan-sión de la capacidad, dado que el valordel activo se desliga de su costo dereposición. En el caso argentino, comoen otros países, se reconoce la retribu-ción explícita a una nueva obra deinfraestructura no contemplada en latarifa (factor K).

Eficiencia y diseño regulatorioEn cuanto al objetivo de eficiencia,

tanto en el nivel asignativo como pro-ductivo, la teoría y la práctica regula-torias han diseñado esquemas queapuntan a esas direcciones. En unextremo, el modelo de recupero decostos (costo del servicio o costo plus)implica avanzar hacia la eficienciaasignativa, por cuanto los precios refle-jan el costo del servicio; en el otro, elesquema de incentivos con preciosmáximos (price cap), del estilo “índicede precios menos un factor X”, apuntaa maximizar la eficiencia productivaestableciendo un precio tope para unservicio o una canasta de servicios, conlo que promueve la reducción de cos-tos. Los beneficios de esta reducciónde costos recaen en los consumidoresal final del período regulatorio, pero sieste es prolongado, se genera un tradeoff entre ambos tipos de eficiencia9.

Sin entrar en una descripción minu-ciosa de estas prácticas, diremos que enla Argentina se ha optado por un siste-ma de incentivos (price cap), aunque de

hecho, la determinación de tarifas inicia-les y revisiones quinquenales conduce aque la verdadera modalidad sea unesquema mixto, como en la prácticaocurre en varios países10 - 11. El sistemade incentivos, si bien relaja la restricciónde asignar recursos al seguimiento de lainformación, le otorga al regulado mayo-res rentas informativas (problema deinformación asimétrica), al tiempo queel modelo del costo del servicio extraelas rentas informativas pero no induce ala producción a costo mínimo, sino tien-de al sobreequipamiento (efecto Averch-Johnson12), o en el peor de los casos, a la“sobredeclaración” de costos.

Alternativamente, el esquema deincentivos puede basarse en la fijaciónde un ingreso tope (revenue cap) enlugar de aplicar el límite sobre cadatarifa en particular. En ese caso, elmonopolista que enfrenta una deman-da múltiple (residencial, industrial,comercial, etc.) debe administrar elingreso total, con lo que puede aplicarsubsidios cruzados entre distintos tiposde demanda. Este esquema genera unproblema para las empresas que estánestablecidas en el mercado (incumben-tes) en condiciones de competencia, yaque para los entrantes solo seríanatractivos los segmentos rentables,como veremos luego.

El diseño regulatorio ha sido dispues-to de manera que el consumo residen-cial tenga un cargo fijo inferior al de losgrandes usuarios, siendo el cargo varia-ble el que refleja el costo por m3, conlo que se invierte la relación anterior.Esto lleva a que en la práctica no seadopte una estructura de asignación decostos completos por categoría, ni deprecios Ramsey (aunque sí se busca unaaproximación a ella).

En la práctica, el costo por capaci-dad se aplica dividiendo el costo deltransporte por el factor de carga querepresenta una fracción crecientesegún el tipo de servicio (de 0,35 pararesidencial hasta 1, para gran usuario)que intenta reflejar la disposición decapacidad puesta al servicio de los dis-tintos usuarios. Este coeficiente elevael cargo residencial y plantea la necesi-dad de implementar una tarifa socialque garantice consumos mínimos paralos pobres, así como estructuras detarifa variable en función de la caracte-rística distributiva del servicio (calcula-da según la participación por nivelesde ingreso).

El artículo 13 de la ley prevé la posi-

países se ha avanzado en el camporegulatorio a medida que el sector pri-vado o bien las prácticas de mercadose fueron incorporando al funciona-miento de las economías locales quetendieron a eliminar subsidios directose indirectos (cuadro 1).

A pesar de las diferencias, lo queresulta indudable es el dinamismo queha tenido el sector extractivo a partirdel ingreso de capitales privados. En laArgentina, tras la privatización, seincrementó un 70% la producción dehidrocarburos en siete años, mientrasque el Brasil, sin ceder el control esta-tal, la duplicó en cinco años. EnBolivia las reservas se multiplicaronpor nueve, luego de la privatización deYPFB (con un 50% de participación delos Fondos de Pensión, según la refor-ma de 1996). Este progreso también senotó en las industrias de redes, dondeChile y la Argentina aventajan al restode la región.

Más allá del modelo y de la actitudadoptada por las grandes empresas de laregión, lo cierto es que existen cuantio-sos recursos gasíferos en Bolivia y laArgentina (y posiblemente en la costapaulista), con lo que existiría un poten-cial para crear un mercado regionalconectado con una red existente quedebiera ampliarse más aún, tambiénhabría un gran Hub en Bolivia, en con-diciones de trazar y arbitrar el preciopara toda la región. Para ello es preci-so una coordinación en el nivel delos Estados Nacionales que requierepasar decididamente de una manifes-tación de voluntad a la acción.

En una primera instancia, la inte-gración entre la Argentina y Boliviapodría imponer un ritmo más veloz ala integración energética regional,aumentando el tamaño de mercado ylos recursos disponibles, y podría con-ducir a la desregulación del segmentomayorista en la Argentina en condicio-

nes muy competitivas13. Esto no nece-sariamente significará sustituir gasargentino por boliviano en el consumodoméstico; pero en los hechos, elimi-naría una frontera artificial que res-tringe el desarrollo de negocios dealgunas empresas que solo tienen pre-sencia en uno de los dos países.

Las condiciones sine qua non paraesta integración son14:• Eliminación de restricciones en

ambas direcciones de la fronteraboliviano-argentina, boliviano-brasi-leña y brasileño-argentina.

• Eliminación de subsidios explícitos eimplícitos en los mercados de com-bustibles líquidos de la región (GLPen Bolivia y en el Brasil, Fueloil yAlconafta en el Brasil, etc.).

• Alineación de precios eléctricos paraque la generación termoeléctrica searentable en toda la región.

• Armonización de regulaciones tantodesde el punto de vista de la Defensade la Competencia como del esque-ma tarifario; en especial la condiciónde “acceso abierto” para la capacidadde transporte, estableciendo incenti-vos económicos para que se amplíeny se construyan nuevos ductos ycapacidad de almacenamiento, juntocon cláusulas no discriminatorias.

• Eventual acuerdo para despacho deenergía termoeléctrica de base en elsur del Brasil y otras formas degarantizar un despacho mínimo(GNC, industrias, etc.)En términos de la regulación ópti-

ma de la red, mundialmente la ten-dencia ha ido hacia un esquema deprecios tope. Incluso dentro de losEE.UU. (donde la regulación es porcosto) la FERC ha reconocido las debi-lidades de su modelo, avanzando enCalifornia hacia el sistema de incenti-vos en el que la tarifa debe ir reducién-dose en un factor X que representa laeficiencia que se espera gane el siste-

ma, por tanto, es básicamente prospec-tivo (a diferencia del costo plus, que esretrospectivo). Las mismas transforma-ciones están ocurriendo en Canadá yen Europa, donde el Reino Unido tra-dicionalmente lideró la aplicación deeste criterio.

Si bien esta propuesta no da lugar aldesarrollo de las instituciones necesa-rias para coordinar las acciones des-criptas, sin duda existe una tareamayúscula para definirlas apropiada-mente, ya que en gran medida la inte-gración pasa por una decisión estraté-gica de los gobiernos nacionales. Dehecho, la tarea desarrollada por elCouncil of European Energy Regulators(CEER), en materia de convergenciaregulatoria, ha sido de suma importan-cia para arribar al Mercado Único delgas, con la ventaja de que, previamen-te, la Comunidad ha recorrido unlargo trayecto hasta llegar a la integra-ción económica y monetaria. En talsentido, la experiencia energética bienpodría ser el caso piloto de negocioscomerciales con moneda común en elaño 2010, en el Mercosur ampliadocon Chile y Bolivia.

El mercado mayorista

La falta de señales adecuadas en elmercado argentino, a partir de la Leyde Emergencia Económica, ha provo-cado dos efectos nocivos que requierende una rápida corrección. Por un lado,se produjo una notable caída en la dis-ponibilidad de reservas de gas (-13%),producto de la desinversión en la acti-vidad exploratoria; por el otro, la caídaen los precios, medidos en términos dedólar, ha desplazado del mercado a lospequeños productores que, o no tie-nen contratos de exportación, o biensu mix de producción conjunta de gasy petróleo (junto a la de otros líquidoscomerciables como el GLP, etano,gasolinas, etc.) obtenido en la activi-dad extractiva no hace rentable sunegocio.

En cuanto al problema de las reser-vas, estas fluctúan de acuerdo con latasa de reposición; es decir, la propor-ción de incorporación por nuevos des-cubrimientos respecto al agotamientodel stock (pues el gas es un recurso norenovable). Pero, lógicamente, existeuna retroalimentación entre los pre-cios de mercado y la clasificación eco-nómica del recurso subterráneo como

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Cuadro 1. Titularidad y apertura al sector privado / Desarrollo regulatorio

Predominio Sistema Predominio Estructura competitivadel Estado mixto sector privado Alta Media Baja

Exploración Brasil, Bolivia Argentina Argentina, Uruguay,y producción Chile Bolivia Brasil /Chile

Transporte Brasil Bolivia Argentina, Argentina Brasil, Uruguay,Chile, Uruguay Chile Bolivia

Distribución Bolivia Argentina, Argentina, Bolivia, Brasil,Chile, Paraguay, Chile Uruguay, Uruguay, Bolivia Paraguay

“reserva”. En la medida que los prime-ros caigan, menor proporción de estoshidrocarburos entrarán en esa catego-ría comercial.

Si bien en teoría el mercado mayo-rista no está actualmente regulado, laausencia de un mercado spot desarro-llado hace que el precio en boca depozo surja de los contratos existentes,que luego de la pesificación y el con-gelamiento se han reducido en un ter-cio del valor en términos de dólar, loque implica una regulación de facto.

Hasta esa fecha, el escenario de pre-cios en boca de pozo muy competitivosrespecto a estándares internacionalesgeneró una notable penetración del gasnatural dentro de la matriz energéticaprimaria (cerca del 48%), produciendouna reconversión del parque eléctrico,en el cual la marginación termoeléctri-ca propagó el efecto de precios bajos(caída mayorista del 70%). Así fuecomo la industria obtuvo enormes ven-tajas competitivas utilizando gas y elec-tricidad baratos y abundantes.

Desde el punto de vista teórico, lafijación de precios por debajo del equi-librio competitivo genera escasez. Estaprovoca el desarrollo de un mercadopoco transparente en el que la mayoríade los agentes procuran recibir el gas alprecio regulado; pero ante la escasez,quienes comercializan el gas intentancapturar el excedente de los consumi-dores y, de este modo, segmentar elmercado entre quienes obligadamentecompran el gas a precio regulado (con-sumidores residenciales) y quienespueden hacerlo en el mercado desregu-lado (consumidores industriales ygrandes usuarios).

En el nivel del equilibrio parcial,puede apreciarse cuán grande es la pér-

dida de bienestar con este tipo de medi-das en el mercado doméstico (figura 1).Partiendo de un equilibrio interno conprecios (medidos en dólares) Pei y pro-ducción en Qei, con el nuevo nivel deprecios de cuenca congelados al nivelPr, la cantidad ofrecida se obtiene a lolargo de la curva de oferta Sa, en elnivel Qr. Pero a esos precios la deman-da está dispuesta a consumir Qrd (losconsumidores no tienen una buenaseñal para economizar gas).

El precio regulado, sin duda, resultabeneficioso para los usuarios que acce-den a él, pero es inequitativo en térmi-nos de todos los consumidores presen-tes y futuros que deben utilizar uncombustible alternativo a precio inter-nacional (Gasoil para usinas, LPG parauso residencial, etc.) porque sufren larestricción.

En términos de la pérdida de bie-nestar para la sociedad, esta vienedada por el área ABC, en donde ADCes la pérdida del excedente del consu-midor y DBC, la del productor. A estose agrega la transferencia de recursosdel último hacia el primero. En lapráctica, lo que comienza a observarsees una puja por el recurso escaso quese da por el intento de las distribuido-ras de pasar a consumo interrumpiblea los grandes usuarios que, a su vez,buscan el resguardo de una tarifa fija(regulada). Pero lo más preocupante esla amenaza de interrupción del sumi-nistro de gas hacia Chile, que gracias alos protocolos y acuerdos internacio-nales firmados, luego de varios años deconstruir un clima amigable de con-fianza recíproca, ha reconvertido suindustria y su parque de generacióneléctrico aprovechando las ventajascompetitivas del gas argentino. Estoimplica que no solo se podría derribarun negocio comercial, sino una rela-ción bilateral a nivel de Estado.

PropuestaLa propuesta de volver a aplicar la

Ley del Gas, en el contexto de una inte-gración regional, para lo que habría quetrabajar activamente, significaría que apartir de los recursos abundantes identi-ficados desde fines de los años ‘90 enBolivia (que suponemos atiende lademanda incremental), la nueva ofertapara el mercado argentino sería Sab enlugar de Sa, con lo que arribaríamos aun equilibrio con precios menores (endólares) y mayor cantidad, respecto dela situación previa a la Ley deEmergencia (el nuevo equilibrio se daen Qeb, Peb)15. La incorporación deun mayor número de actores (aunquevarios coinciden a ambos lados de lafrontera) podría contribuir a fomen-tar el necesario desarrollo del merca-do mayorista spot.

Esta integración se ajustaría, comoprimer paso, a la propuesta de regiona-lizar el gas natural para transformarloen un commodity dentro del Cono Sur,posibilitando una competencia de pre-cios “intercuencas” con un mecanismotransparente de mercado. En condicio-nes de menor excedente (en caso deque se concrete el proyecto de exporta-ción de gas natural licuado aCalifornia), el precio quedaría fijadoen el nivel del combustible que reem-place, haciendo una valuación netback,que vendrá dada exógenamente (portanto, la oferta se vuelve completa-mente elástica al nivel P*).

En términos del efecto en las tarifasfinales, la propuesta consiste en desdo-blar el ajuste, liberando los preciosdomésticos en lo inmediato, con unescalonamiento inicial (ajuste por coe-ficiente CER) para luego alinearlo, enel segundo semestre de 2004, al precioen cuenca de los yacimientos de laregión de Tarija, Bolivia, y manteneruna estructura de tarifas que garanticeun cierto ingreso para las empresasreguladas (revenue cap).Posteriormente, se debería modificareste esquema tarifario para hacer posi-ble la competencia, yendo a un mode-lo de incentivos.

La concreción de esta propuesta,reiteramos sin dejar de enfatizarlo,requiere de una definición estratégicaen el nivel doméstico y regional, quealiente la inversión privada y la com-petencia, aprovechando los recursosnaturales disponibles. Para ello esimprescindible que los EstadosNacionales impulsen la creación de

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Figura 1. Mercado competitivo

cativo resaltar, a los efectos aquí pre-sentados, es la imperiosa necesidad deprofundizar en el largo plazo el siste-ma de competencia en la red de infra-estructura con acceso abierto, comoocurre en países como los EE.UU. oInglaterra. Allí, la presencia de comer-cializadoras que realizan by pass hareducido el costo de transacción jun-tando la oferta y la demanda.

Otros aspectos regulatoriosOtros elementos cuestionables en el

caso argentino han sido: 1) el bajodesarrollo del mercado de corto plazoy de reventa de capacidad de transpor-te que, en un punto, tiene vinculacióncon la restricción física, pero que tam-bién se asocia a la relativa concentra-ción en el mercado mayorista; y 2) elcargo por capacidad, medido por elFactor de Carga (0,35), ha probado serdemasiado alto para los clientes cauti-vos24. En ese sentido, también es preci-so avanzar en esquemas de tarifasocial, para bajos niveles de consumo,que produzcan beneficios focalizados.Esta visión ha sido abordada con graninquietud a partir de la crisis económi-ca y, sin duda, debiera contemplarse suinclusión al considerar los posiblescambios regulatorios que se debenaplicar en la Argentina25.

En materia de transporte también seha revelado una baja expansión de lacapacidad doméstica, más allá de lamayor eficiencia de la que ha sidodotado el sistema por la instalación denumerosas plantas compresoras y los

gasoductos de exportación.Posiblemente esto haya sido productode la desvinculación de la tarifa delcosto de reposición. En este sentido, laley dispuso (artículo 92) la creacióndel Fondo Nacional del Gas para pro-mover obras de ampliación y/o subsi-diar a cierta población objetivo. En lapráctica, su uso no ha sido del todoeficiente, y de cara a la presente pro-puesta, el Fondo debiera cobrar mayorrelevancia a fin de articular en formacomplementaria instrumentos públi-cos y de mercado, tanto en el niveldoméstico como en el regional.

A las debilidades estructurales delsistema se suman las restricciones delnuevo régimen legal que impide lafijación de la tarifa en moneda extran-jera y el ajuste a índices externos. Estapostura, de alguna manera, se confron-ta con la característica de enclave queha tenido el sector energético, por elque se aseguraba un retorno de lainversión en relación al costo hundi-do. En este contexto de crisis, es que lavisión de riesgos compartidos bifurcalas posiciones en el interior de losorganismos de crédito multilateral26.

El Banco Mundial, a diferencia delFMI, ha reconocido algunos aspectosregulatorios débiles que surgen con lacrisis, en particular aquellos que versansobre el riesgo del negocio y el riesgocambiario vinculado al problema delsobreendeudamiento de las empresas.En este sentido, una de las propuestasque se debe considerar en la implemen-tación de reformas regulatorias sería la

inclusión del nivel de endeudamientode los regulados como variable de con-trol de parte del regulador.

Posiblemente, una de las mayoresdebilidades del marco regulatorio encircunstancias como las actuales tieneque ver con el criterio del costo delcapital. Este implica ir un paso atrásrespecto de la coyuntura macroeconó-mica en términos del riesgo país incor-porada en su formulación.

Nuestra visión es que la medida deriesgo es estática y no se modificaluego del ajuste cambiario, cuando seespera una apreciación de la moneda(efecto sobre reacción). Por otra parte,con elevados niveles de riesgo país,este método hace inviable la fijaciónde una tarifa doméstica, retribuyendola inversión en moneda extranjera. Portodo ello, este criterio que resulta muyapropiado para una economía estable,en un contexto incierto, deberíarepensarse.

Situación regional

La definición de un marco de refe-rencia común como objetivo de con-vergencia regulatoria figura casi obliga-damente, desde mediados de los años‘90, en los protocolos y acuerdos deintegración regional.

El camino que se debe recorrer noes nada sencillo, habida cuenta que,tanto los sistemas de acceso a la infra-estructura como los regímenes tarifa-rios varían diametralmente entre los

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instituciones de carácter supranacio-nal, con una definida delegación deatribuciones y un rol de complementa-riedad con el capital privado.

Efecto sobre reservasEn los hechos, si bien hasta ahora

no se ha evidenciado una falta concre-ta de gas, la caída de reservas constitu-ye una contracción intertemporal de laoferta. Por otra parte, hemos señaladoque la regulación de un mercado com-petitivo a un precio inferior a su nivelde equilibrio natural produce distorsio-nes en las que el oferente procuradetectar la predisposición al pago deldemandante. Según CEPAL16, actual-mente existen contratos entre produc-tores y grandes usuarios locales que sehan mantenido en dólares (industriasdel sector transable), con lo que la dis-criminación de precios y la distorsióndel marco legal se han vuelto notables.

La contracción de reservas del año2002 no tiene precedentes en la historiaenergética reciente, excepto por la ocu-rrida en 1990 cuando cambió su meto-dología de cálculo17. La misma puedeatribuirse al efecto de un precio en bocade pozo inferior a los 0,5 dólares pormillón de BTU, muy por debajo del pre-cio promedio histórico en los EE.UU. (> a 2 US$/MMBTU), donde el mercadoes extremadamente competitivo.

Sin embargo, los datos posteriores a1997 también han mostrado un pobredesempeño en materia exploratoria(ver Anexo). La actividad se ha ajusta-do, a rajatabla, al laxo Decreto2178/91, que redujo el requerimientode unidades de trabajo a la mitad, tanpronto como salió comunicado18, sinlograr que la autoridad de aplicaciónpudiera elevar las exigencias o diseñarbuenos esquemas de incentivos(incluida la disponibilidad de informa-ción) hacia las empresas.

En esta materia es evidente que elsector ha basado su transformación

en una débil estructurajurídica que se instru-

mentó mediantetres decretos delPoder Ejecutivode 1989. De allíque surja lanecesidad de

san-

cionar una nueva Ley deHidrocarburos que corrija esta debili-dad, realzando el rol de la Secretaría deEnergía en términos de definicionesestratégicas en el nivel doméstico yregional.

Si bien no existe un dato de merca-do acerca del costo de producir gaspara un yacimiento no asociado a laproducción de petróleo, dado que elmismo depende de las característicasgeológicas del área así como de la pro-yección de la demanda19, los 50 centa-vos por MMBTU parecieran ser insufi-cientes para cubrir los costos margina-les de largo plazo que, entre otrosaspectos, debieran incorporar los aso-ciados a la exploración20.

En el marco de la transición actual,el otro fenómeno que queremos seña-lar como efecto de la indefinición enmateria energética en la producción,sin describirlo empíricamente dada lalimitada muestra disponible, ha sido lasalida del mercado de algunos peque-ños actores y el aumento de las fusio-nes de empresas locales. Si es que losvalores actuales de cuenca para la acti-vidad regulada no cubren los costosmarginales de largo plazo, debieraestar ocurriendo un fenómeno suma-mente inequitativo que es el aumentode la concentración de la industria, loque se propone como materia de estu-dio en el mediano plazo.

El mercado regulado

En una economía, en la que se haproducido una violenta modificaciónde los precios relativos, la predisposi-ción al pago de los sectores que utili-zan el gas como insumo de su produc-ción de bienes transables es muy eleva-da respecto a la del sector residencialdefinido como un todo (aunque estáclaro que entre los consumidores resi-denciales se encuentran, por ejemplo,los dueños de las industrias de expor-tación). En este caso, una solución efi-ciente podría ser la de fijar precios porencima del costo marginal hastaencontrar la última industria dispuestaa pagar exactamente ese valor.

En teoría, la solución del monopolis-ta discriminador es tan eficiente comola competitiva, pero a diferencia de estaúltima es el productor el que se apropiade todo el excedente de la sociedad. Sinembargo, esta discriminación: a) esimposible de realizar y b) atenta contra

la competencia, que es el principio fun-damental de la regulación.

Se puede demostrar (ver trabajocompleto) que, en un esquema en quese permitan los subsidios cruzados, lascantidades provistas del bien reguladoserán menores y su precio promedio,mayor.

Solución transitoriaPor otra parte, esta solución solo

podría ser temporaria, ya que no ten-dría sentido abrir el mercado a la com-petencia por cuanto las firmas entran-tes solo buscarán entrar en el mercadode grandes usuarios y, sin ser necesa-riamente más eficientes que las incum-bentes, provocarán el “descreme” delmercado, sacándoles el segmento ren-table y dejándoles solo el no rentable.Para los incumbentes la entrada denuevas firmas en esta condición haríainviable la continuidad del negocio21.

En este sentido, y a fin de fijaruna agenda para el reacomodamien-to de precios de la cadena del gasnatural, como ya se ha señalado, laestrategia podría combinar una des-regulación de precios en boca depozo junto con un esquema deingreso máximo (revenue cap) en elcorto plazo; pero necesariamentedebería mutarse hacia el esquemaoriginal sin subsidios y avanzarhacia su perfeccionamiento pensan-do en un horizonte de regulacióncoordinada dentro del Cono Sur22.

Las distorsiones que señaláramos enel apartado anterior hacen que tanto eldistribuidor como el productor procu-ren apropiarse de la mayor predisposi-ción al pago de quienes utilizan el gasnatural como insumo de sus negociosde exportación, mientras el gran usua-rio intenta negociar una tarifa regula-da (equivalente a Pr de la figura 1)

Desde el punto de vista de la equi-dad, el subsidio al sector residencialpodría ser objetable desde unavisión macroeconómica o de equili-brio general. En efecto, la ventajacompetitiva que la industria haobtenido en el pasado reciente pormenores precios del gas ha posibili-tado la generación de empleosgenuinos en la economía, lo quepodría revertirse bajo el modelo pro-puesto para la salida de la crisis, elcual, al imposibilitar la competen-cia, estaría invirtiendo la gramáticaregulatoria23.

Pero tal vez lo que sea más signifi-

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países. Esto hace, por ejemplo, que decompletarse los proyectos en cartera(Uruguayana-Porto Alegre;Montevideo-Porto Alegre) se estaríadiscriminando el gas argentino en elabastecimiento a la zona industrial deSan Pablo, ya que la tarifa de transpor-te en Bolivia y el Brasil es de tipoestampilla, a diferencia del costeo por

distancia en la Argentina.Si bien en la experiencia integracio-

nista entre la Argentina y Chile, losEstados Nacionales solo cumplieronuna función protocolar para concretarun negocio entre privados que se desa-rrolló exitosamente, el caso de la inte-gración con el Brasil (incluso a través deBolivia) ha suscitado algunas situacio-

nes de conflicto al sentar en la mesa denegociación a agentes privados y públi-cos o semi públicos (Petrobras) para lafirma de contratos de gas.

Tal como se ha descrito en losAntecedentes, pareciera que la conver-gencia regulatoria necesaria paralograr la integración energética, exis-tiendo una red disponible y una carte-ra de proyectos a concretar, requiere,nada menos, que la voluntad políticade los Estados de la región, lo cualnecesariamente implica un acuerdo enel pensamiento estratégico de sus diri-gentes. Este objetivo fue el que guió ala Comunidad Europea para arribar alescenario de integración actual.

En este sentido, lo que resulta másevidente es que la región debe aprove-char su potencialidad gasífera (e hidro-lógica) liberando recursos financierospara su desarrollo económico, y almismo tiempo, generando junto conotras áreas del continente (Camisea,Venezuela, etc.) saldos exportables delíquidos que permitan un alto grado

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AnexoCuadro A. Interconexión gasífera regional

Unión entre países Nombre CabeceraCapacidad Longitud Diámetro Habilitado

MMm3 Km Pulgadas Año

Argentina - Chile Methanex II S. Sebastián - Cuenca Austral 2 48 10 1996Methanex III El Cóndor - Cuenca Austral 2 6 12 1999Gas Andes La Mora – Mendoza 10 465 24 1997Gas Pacífico Loma La Lata Neuquen 9 540 20 1999Atacama Cornejo - Cuenca Noroeste 9 942 20 1999Norandino Pichanal - Salta 9 1055 20 1999

Argentina - Brasil Aldea Brasileira - Uruguayana Aldea Brasilera - Entre Ríos 10 470 24 2000

Argentina - Uruguay Paraná - Paysandú Paraná - Entre Ríos 1 435 10 1999Buenos Aires-Montevideo Punta Lara – Buenos Aires 3 210 18-24 2002

Bolivia - Brasil Cuiaba San Miguel – Bolivia 3 623 18 2000Bolivia-Brasil S.Cruz de la Sierra-Bolivia 30 1800 32 2000San Pablo-Porto Alegre San Pablo – Brasil 6 1165 24-16 2000

Bolivia - Argentina Transierra Yacuiba-Bolivia 20 441 32 2003

Cuadro B. Proyectos en cartera

Nombre Cabecera Capacidad MMm3 Longitud Diámetro Para Km Pulgadas habilitar en

Uruguayana-Porto Alegre Uruguayana – Brasil 12 615 24 2005Montevideo - Porto Alegre Montevideo – Uruguay 15 900 24 2006Transiguazú Cornejo - Cuenca Noroeste 35 1900 24-30 2007

Cuadro C. Gasoductos troncales de la Argentina

Nombre Cabecera Capacidad MMm3 Longitud Diámetro Habilitado Km Pulgadas Año

Gasoducto Norte Cuenca Noroeste 22,8 2100 24 1960Gasoducto Centro Oeste Cuenca Neuquina 32 1130 30 1981Gasoducto Neuba I Cuenca Neuquina 14 1203 24 1970Gasoducto Neuba II Cuenca Neuquina 28 1334 36-30 1988Gasoducto San Martín Cuenca Austral y San Jorge 19 3192 30 1951/78

Cuadro D. Exploración, reservas y producción

Año Producción Resevas Años de Variación de Pozos PozosMM m3 MM m3 reserva reserva exploración avanzada

1990 23018 579056 25,2 -22,2% 6 101991 23815 592869 24,9 2,4% 7 51992 25328 540429 21,3 -8,8% 8 241993 26729 516662 19,3 -4,4% 12 61994 27815 535532 19,3 3,7% 13 61995 30505 619297 20,3 15,6% 19 11996 34641 685602 19,8 10,7% 12 101997 37076 683797 18,4 -0,3% 17 61998 38636 686584 17,8 0,4% 10 161999 42418 748134 17,6 9,0% 3 82000 45123 777609 17,2 3,9% 8 162001 45967 763526 16,6 -1,8% 7 112002 45875 663523 14,5 -13,1% 0 5

Fuente: Secretaría de Energía y IAPG

algunas empresas. Otros serios inconve-nientes que presenta la regulación enBolivia para el necesario desarrollo delmercado interno son:

Subsidios al LPG• Tarifas lineales alejadas del costo del

servicio • Complejidad impositiva y regulatoria

entre mercados doméstico y externo• Acceso al transporte restringido y

negociado• Indefiniciones regulatorias de cara a

la privatización• Ausencia de un Reglamento de

Servicio• Poca transparencia en el método de

selección del adjudicatario de laDistcoAlgunas estimaciones sobre el ahorro

que lograría el gobierno en un períodode cinco años, si se eliminase el subsi-dio, se ubican en los 40 millones dedólares28. Adicionalmente, esta distor-sión tiene un efecto mayor sobre el bie-nestar, por cuanto frena el desarrollo delmercado doméstico del gas natural quees complementario, como menciona-mos, al de la integración regional.

BrasilLa transformación de la energía en

el Brasil ha sido otro de los procesosdestacados de la región. Si bien la posi-ción de Petrobras continúa siendodominante, a partir de la EnmiendaConstitucional Nº 5 de 1995, se pro-movió la participación de otras empre-sas en actividades de exploración yproducción, así como refino, comerciointernacional y transporte de la pro-ducción. También se creó la AgenciaNacional de Petróleo (ANP), que tam-bién regula las actividades del gasnatural hasta el transporte. De la dis-tribución hacia abajo se ocupan lasagencias estaduales.

Si bien la política energética deter-minó una mayor penetración del gasen la matriz energética y, en loshechos, Petrobras asumió en granparte el riesgo de esta estrategia, en lapráctica, por uno u otro motivo, de los72 millones de m3 diarios de capacidadsolo se utilizan 14 millones.

Por otra parte, junto a la ANP esPetrobras quien ha planificado elPrograma Prioritario Térmico paraincorporar 49 centrales termoeléctricasen territorio brasileño como elementodinamizador de la demanda de gas,aunque esa proyección obedeció más a

una restricción momentánea que, unavez superada, dejó de ser realista.

Para el Brasil, el ProgramaPrioritario Térmico había dado unaclara señal para incrementar sudemanda de gas durante la crisis ener-gética del año 2001. Sin embargo, lacontracción de la demanda eléctrica (apartir del cambio de hábitos surgidode las restricciones cuantitativas deentonces) sumada a la mayor disponi-bilidad de agua y a la devaluación delreal respecto al precio del gas atado aldólar han reducido el número de pro-yectos térmicos de 49 a solo 15. Pararevertir esta situación, además de eli-minar el subsidio al fueloil, segura-mente se requerirá de un despacho ter-moeléctrico de base que deberá decidirla ANP, pensando con mentalidadregional y teniendo en cuenta que lasreservas en Bolivia pertenecen en granparte a la propia Petrobras.

Adicionalmente, se han presentadootros problemas que detuvieron el desa-rrollo gasífero debido a la modalidad decontratos take or pay de largo plazo quedevienen en un costo medio mayor amedida que se contrae la demanda, yque ha hecho que del lado brasileño seesté renegociando el precio del gas deBolivia, generando la resistencia de sugobierno que, de esta manera, ve limita-dos sus recursos por regalías.

La propia naturaleza de estos con-tratos pone un límite en las posibilida-des de competencia por discrimina-ción del acceso y fijación de tarifa enel Brasil. En este sentido, se esperaríaque desde su visión de “riesgos com-partidos” el Banco Mundial flexibilicelas condiciones de financiación delgasoducto Santa Cruz-San Pablo-PortoAlegre. En el Reino Unido y EE.UU.,una situación similar solo pudo resol-verse cuando todas las partes (exceptolos pequeños usuarios) cedieron partede sus derechos adquiridos por contra-tos prexistentes, permitiendo la entra-da de nuevos competidores.

A los problemas de competitividaddel gas argentino respecto del bolivia-no, se agrega la discriminaciónque existe en el ducto que llegaa San Pablo, donde el acceso noestá regulado (como ocurre enlos ductos de la Argentina) sinoque se negocia entre las partes. En talsentido cabe destacar que Petrobrastiene participación mayoritaria en eltransporte, la producción de Bolivia yen varias distribuidoras

estaduales.

La Unión EuropeaEl camino que recorrió Europa para

llegar a la unificación de sus mercados,incluida la moneda y la energía a partirdel siglo XXI, se inició en 1958 con elTratado de Roma. Desde entonces laevolución ha ido siempre en ascenso.De hecho, desde hace décadas, elcomercio intrazonal ha sido el más rele-vante hasta llegar a la integración plenay la convergencia macroeconómica en1992 con el Tratado de Maastricht.

El caso de la energía es paradigmáti-co porque demuestra que, a pesar de lodisímiles que han sido los modelosenergéticos domésticos, la unificaciónbajo pautas comunes no es solo desea-ble, sino también factible. En su mayo-ría, los 15 mercados que, eliminaron lafrontera geográfica estuvieron domina-dos por compañías estatales, vertical-mente integradas y prácticamente sincompetencia.

A partir de la Directiva de Gas de1998 y el Foro de Madrid, en agosto de2000, comenzó a operar el mercadoúnico del gas con un fuerte involucra-miento de los Estados Nacionales. ElCEER fija, desde entonces, las reglastarifarias y la agenda para llegar a laconvergencia total en 2008, cuando sesupone que habrá completa libertad deelección de provisión en el nivel de lospequeños consumidores, tal como ocu-rre actualmente en el Reino Unido.

El objetivo del CEER es tener un sis-tema de oferta segura y competitivacon información instantánea y trans-parente, garantizar el desarrollo denueva infraestructura para un mercadoexpandido, en un entorno regulatorioestable y vigilar: i) la no discrimina-ción en el acceso a la red; ii) el uso efi-ciente de la red con cargos que guar-den relación con los costos; iii) inexis-tencia de subsidios cruzados y iv) laprotección al medio ambiente.

La corta experiencia integrista hamostrado una reducción de los preciosdel gas, lo que ha entrado en conflictocon los contratos take or pay generan-do desequilibrios financieros para

quienes estaban en una posi-ción larga. En tal sentido, laCEER ha establecido cláusu-

de complementariedad con elHemisferio Norte en el marco delALCA. Para ellos esta integraciónaliviaría, en parte, su alta depen-dencia de petróleo y derivados deMedio Oriente.

Otros aspectos vinculados a laintegración tienen que ver con elfinanciamiento de la expansión.Por un lado, resulta necesario sin-cronizar los mecanismos para atra-er la inversión pero, adicional-mente, es preciso identificar lasfuentes de ahorro que vinculenestos recursos con la moneda enque se opera en la región. En esteaspecto, es importante destacar lapotencialidad que tienen losFondos de Pensión, a partir del manejoprivado, en los nuevos sistemas de capi-talización de ahorro previsional. Estosfondos se han volcado, en algunos paí-ses, a financiar al deficitario sectorpúblico (la Argentina) pero han logradoun buen desempeño en economías másestables (Chile).

Según el Banco Mundial, la fuentede financiamiento interno es ventajosaa la hora de fijar la unidad de cuentadel retorno del inversor27. Lo que hatendido a observarse es que el sectorde la energía, en su calidad de enclave,ha posibilitado la dolarización de losprecios y tarifas, pero a la hora dedesatarse las crisis cambiarias esta ven-taja no se ha dado.

Observando las divergencias regio-nales que podrían limitar la integra-ción, es útil analizar el ejemplo de laUE en esta materia. El Council ofEuropean Energy Regulator (CEER), ade-más de ocuparse de propiciar unmarco regulatorio estable, ha focaliza-do su preocupación de asegurar la ofer-ta en condiciones competitivas, en los15 países que lo componen.

BoliviaA partir de la privatización de YPFB

en 1996, Bolivia incrementó su activi-dad exploratoria y es, actualmente, elsegundo país en reservas de gas deAmérica Latina. Pero a pesar de estedesempeño, no ha completado lasreformas regulatorias para desarrollarsu mercado interno.

De acuerdo a Oil & Gas Journal, lasreservas de Bolivia pasaron de 4,3 Tcfen 1999 a 52 Tcf en 2002 (casi el doblede las de la Argentina). El campo másgrande es el de Caipipendi (a pocos kmde la frontera con la Argentina) que

contiene el yacimiento Margarita, conreservas estimadas en 13 Tcf. Vecinos aeste yacimiento, Petrobras, Repsol YPF yTotalfinaElf poseen cuantiosas reservasen San Alberto y San Antonio.Margarita, a su vez, pertenece a RepsolYPF, BG y BP-Panamerican de Bolivia.

La construcción del gasoducto deRío Grande a San Pablo se inauguró enjulio de 1999, tres años después de ini-ciada la obra y en marzo de 2002, sesuspendieron las ampliaciones ya queno se concretaron los intercambiosacordados. El ducto pertenece a ungrupo de empresas compuesto porEnron, Shell, Petrobras, BG Group,TotalfinaElf y El Paso. Con más de 2,1billones de dólares invertidos (en granparte financiados por el BancoMundial), muchos de los socios, entrelos que se destaca la posición de privi-legio que tiene Petrobras, están pen-sando en vender su parte. De hecho,una de las restricciones que tiene elproyecto es el precio dolarizado del gasen boca de pozo (entre 1,0 y 1,2US$/MMBTU) y del costo del transpor-te hasta San Pablo (algo más de 2,0US$/MMBTU). En el año 2001 tam-bién se aprobó la construcción delnuevo gasoducto Yacuiba-Río Grandepara llevar el gas de San Alberto y SanAntonio a San Pablo, a través del gaso-ducto Río Grande-San Pablo, reciente-mente inaugurado.

En julio de 2001, Repsol YPF, BG yBP-Amoco formaron el consorcioPacific LNG para exportar el gas natu-ral licuado (GNL) a la costa oeste deMéxico, siendo contraparte las empre-sas Sempra Energy y CMS. El proyectoque aparecía como el gran sostén deldesarrollo geológico productivo, tiene

actualmente numerosas restriccio-nes, a pesar de que hay quienesdicen que es mucho más competi-tivo que las alternativas de llevargas a EE.UU. desde Asia, Australiao Alaska. Sin lugar a dudas contri-buiría a la visión estratégica decomplementariedad regional en elnivel ALCA – Mercosur ampliado.Según fuentes privadas, el valor enboca de pozo para el proyecto deLNG sería de 0,65 a 0,85US$/MMBTU y aun así enfrentaserias dificultades. Respecto alprincipio de arbitraje que mencio-namos a lo largo del trabajo,OLADE presenta el esquema regio-nal de precios (en US$/MMBTU):

Si en este esquema incorporamos losrecursos de los grandes yacimientos deTarija a la alternativa de colocación delgas en California, tendríamos un valorarbitrado en cuenca Neuquina cercanoa 1,0 US$/MMBTU. Estos valores noserían rígidos pero, siendo extremada-mente competitivos, se alinean con pre-cios de referencia internacional.

El escenario regional sin integracióncon California es dual. Por un lado,existiría un precio netback San Pablo,tal como se describe en el esquema,que precisa imperiosamente un merca-do regional de combustibles líquidosdesregulados que provea señales ade-cuadas a productores y consumidores.Por el otro, una fuerte commoditizacióndel gas conduciría a una competencia“intercuencas” que, de acuerdo al prin-cipio marginalista, podría derivar enprecios trazados en función del costomarginal de largo plazo en la cuencaNeuquina (que sería menos eficienteque la de Tarija), con lo que el preciomayorista de referencia estaría pordebajo del valor antedicho.

Si tenemos en cuenta que los pre-cios en Neuquén estaban en 1,35/1,50dólares antes de la devaluación y queesos valores están, hoy día, en 1/3,tenemos que el escenario de preciosintegrados con el gas de Bolivia seadapta a la descripción de la figura 1,donde el nuevo equilibrio de preciosquedaría por encima del precio actualpero por debajo del equilibrio interno,previo a la devaluación e incorpora-ción de las nuevas reservas.

Respecto al mercado boliviano en sí,algunos aspectos deberían corregirsedado que existe una notable integra-ción vertical entre la producción y eltransporte, generando privilegios en

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Santa Cruz

San Pablo

Buenos Aires

S ago

2.6/ 3.5

NOA

Montevideo2.3�

1.8

2.2

A ama

1.3

2.4

1.2

Santa Cruz

San Pablo

Buenos Aires

Santiago

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NOA

Montevideo2,3�

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Atacama

1,3

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Figura 2. Precios del gas arbitrados

las de salvaguarda que restringen elacceso en tales circunstancias, lo quede alguna manera restringe también lacompetencia. Como se mencionó, enel Reino Unido y los EE.UU., se aplicólo que podría considerarse una varia-ción del principio de “riesgos compar-tidos”, pues se produjo un cambio enlos derechos contractuales, por el quese distribuyó el costo de eliminar loscontratos de largo plazo entre produc-tores, distribuidores y grandes usua-rios, protegiendo en todos los casos alos pequeños consumidores.

Sin profundizar el análisis de estemercado, el que sí será interesante a lahora de hacer propuestas de armoniza-ción regulatoria, cabe destacar que eldesarrollo del mercado spot se vieneproduciendo gracias al incremento delas interconexiones y el surgimiento degrandes Hubs de distribución (el prin-cipal está en Zeebrugge, Bélgica). Eneste caso, la expansión ha permitidomodificar la estructura de tarifas detransporte, yendo a un sistema en elque se comercializan los derechos de

acceso en forma de swaps (sin necesi-dad de desplazamiento físico en losdenominados contratos deentrada/salida) como ocurre con otrosmercados de commodities.

Finalmente, lo que es importanteresaltar para la experiencia del ConoSur en general y de la Argentina, enparticular, es el grado de complemen-tariedad que presentan las institucio-nes públicas y privadas, logrando solu-ciones de ampliación de capacidad endonde el mercado no produce las seña-les adecuadas, pero que son deseablesen términos de la equidad del sistema.

Conclusiones

La industria del gas natural en laArgentina atraviesa una clara situaciónde desequilibrio de la que es tiempo desalir con rumbo firme y una agenda pre-cisa. Más allá de la visión pendular quegobierna, muchas veces, las decisionesde política económica por la que setiende a rechazar lo efectuado en gestio-

nes anteriores, es conveniente reconocerlos logros que ha tenido el sector duran-te los años ‘90, así como identificar susdebilidades para modificar el modelo.Tal reforma debiera propender a balan-cear apropiadamente las metas de efi-ciencia y equidad en un marco institu-cional que fomente la inversión privada,actuando en forma complementaria conla órbita del Estado.

En esta agenda debiera plantearseun retorno escalonado, en un cortoplazo, hacia un mercado mayoristalibre y competitivo, alineando esteobjetivo con el de la integración regio-nal; en particular, teniendo en cuentala abundancia de recursos verificadadesde fines de la década pasada en elsur de Bolivia. Dicha agenda debieracontemplar también un camino críti-co, comenzando por levantar lasbarreras de carácter político-institucio-nal que frenan la conformación de unmercado único de gas y de energíapara todo el Cono Sur.

En una primera etapa, pareciera quela eliminación de la frontera comercial

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1 Al momento de la edición de este trabajo, la sanción de la Ley Nº 25.790prorrogó el plazo a diciembre de 2004.

2 FIEL (1999); Banco Mundial (1997); CEPAL (2003); OLADE (2002); etc.3 Balsarotti, N. (1999) subraya la evidencia empírica que corrobora esta

aseveración. 4 Laffont, J. (1999).5 ENARGAS: Audiencia Pública Nº 70; Petrecolla, D. et. al (2000);

Urbiztondo et al (2002).6 En la determinación del precio estacional de septiembre de 1999, Repsol

YPF propuso una rebaja del precio de cuenca del 3% comoautopenalización por los contratos de reventa de gas y llevó al ENARGASla propuesta de reducir la duración de esos contratos cuyos vencimientosse adelantan.

7 El ENARGAS rechazó los pases a tarifa del aumento en boca de pozoplanteados por las distribuidoras en las audiencias públicas de los mesesde septiembre de 1994 y de 1995, e implementó el Decreto 1020/95del P.E. Entre otros efectos, se pretendía que las distribuidorascompraran en forma eficiente, compartiendo el beneficio (sólo sequedaban con el 50% de la diferencia entre el precio pactado y el dereferencia) con los usuarios cautivos (FIEL, 2000).

8 Stone & Webster (1992).9 Armstrong, M. et al. (1994).10 Ver Urbiztondo, S. en FIEL (2000). Documento de Trabajo Nº 7.11 La primera revisión quinquenal se efectuó en 1997 en forma marginal y

redujo el valor de la tarifa por efecto del factor de eficiencia,incrementándola al mismo tiempo debido al factor de inversión. Lasegunda revisión se fijó para el 2002 pero en forma global (costo delservicio), aunque no llegó a realizarse.

12 Viscusi et al. (2000), Ch. XII; Train (1991), Ch. I. En rigor, dicho efectose da si la regulación considera el costo marginal de largo plazo, según loobservara Germán Coloma en un comentario reciente que agradezco.

13 El mercado ampliado reduciría la concentración, medido habitualmentecon el índice Herfinthal Hirshman.

14 Muchos de estos aspectos son señalados en Montamat (2003).15 Para completar el análisis gráfico debería incorporarse el desplazamiento

de la demanda, pero la combinación de un efecto ingreso contractivo conel expansivo, dado por la sustitución de los combustibles líquidostransables por el gas, terminan dando un efecto incierto sobre la posiciónfinal de esta curva.

16 Proyecto CEPAL-Ministerio de Economía (2003). Estudios Sectoriales: Gas

Natural y Derivados.17 Bravo y Kosulj (1993) destacan que el incremento de reservas entre 1994

y 1998 se anularía de no haberse realizado el cambio metodológico, asícomo la reclasificación de probables a probadas en ese período.

18 Inicialmente, existía un requerimiento de 300 unidades para el primerperíodo, el que luego se permitió repartir entre el primero y el segundoperíodo exploratorio.

19 La técnicas más avanzadas para la determinación de los costos deextracción utilizan el criterio del Costo Medio Incremental, que divide lasumatoria de las inversiones y costos operativos de desarrollo por la de laproducción incremental proyectada, ambas sumas tomadas en valoresactuales (Julius & Mashayekhi, 1990).

20 El IAPG (2000) publicó un estimativo de costos de perforación y determinación por cuenca; el mismo va de los US$ 530 mil en la cuencaAustral a los US$ 30 millones en la cuenca Noroeste.

21 Laffont (1999) propone licitar (competencia ex ante) áreas de concesiónque combinen zonas rentables y no rentables para permitir los subsidioscruzados.

22 Este diseño transitorio, podría sin embargo acentuar la percepción dediscontinuidad de las reglas de juego y con ello la incertidumbreexistente por parte de los inversores, como me lo ha señalado en sucomentario reciente Roberto Brandt, quien al mismo tiempo ha observadoque la propuesta no especifica los tiempos de la transición.

23 Navajas (2002).24 Según Kosulj (2000), en el período 1997-1999, en lugar del factor 0,35

fijado por el ENARGAS para el sector residencial, este fue de 0,5. Sólocon esta modificación, la tarifa caería cerca del 20%.

25 En un informe reciente del Banco Mundial (Documento de Trabajo Nº5/03) se plantea al enfoque social como multifacético, debiendoincluirse, además de la tarifa social propiamente dicha, estructuratarifaria, régimen impositivo, políticas comerciales y normas dedesconexión. También se sugiere la focalización por medio de encuestasinformativas que, en la práctica, no siempre son sencillas de realizar.

26 Banco Mundial, Junio 2003.27 Caso Proyecto Tiete de generación en el Brasil. Ver Banco Mundial (junio,

2003), op.cit.28 Raúl García (2001) señala, además, una serie de recomendaciones para

lograr la penetración del gas natural de cara a la privatización de ladistribución como ser: a) campaña de difusión; b) fondo de instalación;c) financiamiento de la instalación incluid

entre la Argentina y Bolivia constituiríaun resultado de ganancia recíproca que,históricamente, ha sido fuente de unimportante ingresos de divisas por eluso de la infraestructura disponible paraBolivia, cuyos productores manejan pre-cios de producción asociados con suverdadero costo de oportunidad. Estosprecios podrían trazar la señal adecuadapara alinear los del mercado mayoristaen la Argentina, sin que ello signifiquenecesariamente un ingreso masivo degas boliviano, permitiendo de estamanera incrementar nuevamente lasreservas disponibles de nuestro país, lo

que garantizaría el suministro interno ypermitiría honrar los pactos con nues-tros vecinos chilenos.

El segundo plano de análisis, en unplanteo, tal vez, excesivamente abarcati-vo, se ha generado en torno al debateacerca de las reformas domésticas quedebieran instrumentarse en la prestaciónde los servicios públicos; para ello, esimprescindible aprovechar la experienciaregulatoria adquirida por el ENARGAS,que dado su status jurídico cuenta con lalegitimidad para llevarlas a cabo.

La propuesta aquí presentadatambién aparece desdoblada, conuna alternativa de transición quegarantice a las empresas de serviciospúblicos un cierto nivel de ingreso,avanzando hacia un esquema regu-latorio que refleje adecuadamentelos costos del servicio y fomente lacompetencia. En ese sentido, es pre-ciso que también se incorporenesquemas de tarifa social que asegu-ren la prestación del servicio a lossectores de menores ingresos.

También en esta materia, la regula-ción doméstica y la regional debieranalinearse en pos de un mercado que con-vierta al gas natural en un commodityregional. Este proceso requiere nueva-

mente, de la complementariedad delos esfuerzos de los sectores público yprivado para armonizar los modelosenergéticos de los países. Con ellosdebiera encontrarse mecanismos quedisipen los riesgos que han asumidolos actores para asegurar las inversio-nes (contratos de largo plazo), ya queparece necesario a los efectos de lograrcondiciones de acceso competitivojunto con el incentivo de ampliar einterconectar la red de infraestructura.

Seguramente la experiencia europeasea la más relevante en materia delograr la convergencia de modelosdomésticos disímiles, para lo que serequiere de un gran esfuerzo político,con la presencia de organismos supra-nacionales con fuertes atributos enmateria de regulación y defensa de lacompetencia en el ámbito regional.Posiblemente, un paso previo paraavanzar en la integración sea nadamenos que la alineación de la visiónestratégica de la clase dirigente regionalpara, o bien abandonar el discurso inte-gracionista, o bien pasar decididamentea la ejecución de dicha estrategia.

Sebastián Scheimberg es economista, consultor / Fundación YPF.

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