Reflexiones sobre la determinación del precio del gas en boca de pozo

Fernando Navajas* ANCE-FIEL-UBA-UNLP

UCES, Septiembre 22, 2016

*Los resultados, comentarios y opiniones son personales y no involucran a las instituciones mencionadas o a sus miembros

¿De qué hablamos? Distinguir entre lo positivo y lo normativo

• Economía positiva (o del ser) – Explica el cómo (y el porqué) se determina el gas en

boca de pozo en la práctica. – Explica el equilibrio observado

• Economía normativa (o del debe ser) – Explica cómo se debería determinar el precio – Explica las propiedades del “mejor” equilibrio posible

desde la óptica de la política pública

4 regímenes que pueden leerse desde una perspectiva positiva o normativa

• Pre 1960-1992: régimen de precio de transferencia YPF-Gas del Estado – Por debajo de los costos de largo plazo, aproximaba a 0.90 dólares MMBTU al fin del

período. Precio uniforme (no discriminado). Importaciones a precios más altos según fórmula de ajuste con Bolivia. Precio uniforme no discriminado.

• 1992-2001: régimen de la ley 24076, “aparentemente” (legalmente) desregulado – Alineado a los costos, fijado en aprox 1.30 dólares en Neuquina con oligopolio

concentrado y en condiciones de exceso de oferta. Precio uniforme no discriminado. Con traslado a tarifa NO automático en la práctica (Audiencias !!!!!). Exportaciones a precio no discriminatorio según contratos.

• 2002-2015: régimen de comando y control de fijación directa. – Fijado inicialmente en pesos a aprox 0.5 dólares equiv y siempre debajo de costos. Con

una estructura discriminada entre oferta y demanda (bloques de consumo, áreas de consumo, variaciones de consumo (ahorro) respecto a año anterior, etc.)

• 2016- : régimen de fijación de sendero convergente a valor de LNG de período base – Fijado inicialmente en 3.40 dólares MMBTU, con una estructura discriminada pero que

intenta ser convergente a precio uniforme. Preserva estructuras discriminadas en la transición por área, bloque de consumo y mecanismo de ahorro respecto a año anterior. Importaciones a precios más bajos (Bolivia) o similares (LNG). Sin mecanismos de mercado o subasta tanto para importaciones como para mercados doméstico.

Economía positiva de la determinación del precio del gas en 2016

• Primer enfoque/plan (Marzo-Abril, 2016): – No estudia/anuncia ningún lineamiento/mecanismo de determinación a

mediano plazo – Extensión (sin consulta) de los planes de estimulo a la oferta, “marca” el

precio marginal de referencia, por “herencia” del modelo K – Ignora valores de frontera (eg. Bolivia o promedio de importaciones). Va

en busca de reflejar costos domésticos prefijados con la industria. – Ajuste brusco de precios de demanda para converger lo más rápido

posible en el tiempo a ¿7,50? • Segundo enfoque/plan (Septiembre-Octubre, 2016):

– Sigue sin regla o mecanismos (rule-driven, market-driven) – Establece una fijación gradual por sendero a un valor que usa un valor

fijo de LNG para fijar la referencia en 2019. – Precio elegido (6,78 luego 6,72) sugiere que todo es una re-adaptación

gradualista del intento anterior que preserva el objetivo básico. – No se plantea cuestiones de organización de los mercados (control de

productores de importaciones de LNG) o promoción de la competencia necesarios para bajar costos (domésticos o de importación).

Economía positiva de la determinación del precio del gas en 2016

• ¿Qué explica este equilibrio (si se implementa)? • Captura regulatoria de la política pública. El sector

influye en búsqueda de precios altos • Es el equivalente en gas del barril criollo.

• Hubo un “vacío” de política pública que no contrabalanceo las demandas “pro-inversión” del sector, con una regla alternativa. – No supo/no pudo/no quiso: Ya estaba insinuado en el modus

operandi de la Fundación Pensar. – Termina en una extensión del modelo intervencionista, ahora

“pro-inversión”, al que las empresas ya se habían adaptado • Grupos de opinión relevantes (ex secretarios, expertos,

académicos, etc) quedaron fuera del policy process.

Economía normativa de la determinación del precio del gas en 2016

• Cambiemos de enfoque: ¿Tiene alguna posible racionalidad normativa este equilibrio? – Sí. Esto además cambiaria las conclusiones anteriores.

• Se basa en el uso de precios que reflejen costos de oportunidad sostenibles de largo plazo (LRSOC).

• LRSOC: Son aquellos que son capaces de garantizar una expansión de la oferta.

• Sólo 7,5 (o 6,78) es LRSOC, porque (por preferencia revelada) es lo único que los productores ven como factible de sostener la expansión de lo único expandible (que es el gas no convencional).

• ¿Qué no es LRSOC, según este enfoque? – Reglas basadas en paridades de precios de importación – Costos de gas convencional, porque esta agotado. – Cualquier combinación lineal entre los dos anteriores, aún incluyendo a

los verdaderos LRSOC en la mezcla

OFERTA CONVENCIONAL

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OFERTA CONVENCIONAL

$

Q

OFERTA IMPORTADA (promedio)

OFERTA CONVENCIONAL

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Q

OFERTA IMPORTADA BOLIVIA

OFERTA IMPORTADA LNG

OFERTA CONVENCIONAL

$

Q

OFERTA NO CONVENCIONAL

OFERTA IMPORTADA BOLIVIA

OFERTA IMPORTADA LNG

El argumento es que la oferta no convencional cae (tiene elasticidad-precio cero o negativa), que la oferta de Bolivia esta bajo restricción de capacidad y va a caer y que lo único expandible es el LNG o el no convencional

OFERTA CONVENCIONAL

$

Q

OFERTA NO CONVENCIONAL

OFERTA IMPORTADA BOLIVIA

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OFERTA IMPORTADA LNG

En realidad los grados de incertidumbre son mayores tanto en cantidades como en precios. ¿Cae necesariamente el convencional? ¿No hay expansión posible de la industria? ¿No son altos los precios de LNG? Problema: todas estas preguntas pueden tener una respuesta/acción “estratégica” del sector

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¿Cómo examinar críticamente lo anterior? ¿Tiene elasticidad-precio cero la oferta convencional? • La microeconomía de la expansión de la oferta de gas y del

proceso de inversión. – La venimos discutiendo desde 2001 o aún antes. La tenemos que

volver a discutir. • ¿Qué causó la dinámica de la oferta de gas en la Argentina

post crisis 2002? (Nota: mucho antes del shale o el tight) A. No fueron los precios. Fue la mala-praxis empresaria (Repsol) en

un contexto de falta de inversiones B. Sí fueron los precios, en un contexto de reservas maduras. Con

mejores precios la oferta se sostenía (implica que la oferta convencional tiene elasticidad precio positiva en vez de nula !!)

• Barril y Navajas, Energy Journal, Dic 2015) testean a favor de la hipótesis “B”: no fueron las empresas fueron los precios. Porque había elasticidad-precio>0 para el gas convencional

• Pero la racionalización del argumento dice que ahora la oferta convencional tiene elasticidad-precio cero (antes no). Raro.

¿Cómo examinar críticamente lo anterior? ¿Qué caso muestra baja elasticidad de oferta convencional?

• EEUU 1960-2005, antes del shale es un caso interesante. • Una regulación de tasa de retorno por pozo (a la De Vido-

Kiciloff) llevo a un derrumbre de la producción, con precios bajos.

• La desregulación de comienzos de los 80 eleva el precio y las cantidades, pero es tenue, la elasticidad es muy baja. – Cross-plot de precios y cantidades da una “L” inverida

• Cuando los precios suben más, entonces se “activa” una tecnología latente (el shale) que hace volar a la oferta.

• Los valores de transición de precios son muy parecidos a los que estamos discutiendo ahora.

• Pero son de mercado, no fijados. Cuando los precios bajan la oferta se consolida y los consumidores ganan. Un mecanismo de precio fijo no detenía el boom de shale, pero los consumidores no ganaban.

Relación precio-output “pre-shale” en EEUU muestra una “L” invertida

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OUTPUTGASUSA

PR

ECIO

GAS

USA

RELACION PRECIO-OUTPUT DEL GAS NATURAL EN EEUU 1960-2005

¿Cómo examinar críticamente lo anterior? ¿No es LRSOC tomar los precios de frontera?

• La relación entre LRSOC y el precio que paga la demanda es crucial en la teoría y medición de los incentivos económicos(Navajas, 2015). – Los subsidios económicos son la brecha entre el LRSOC y el precio que

paga la demanda, multiplicados por el volumen. • En Hancevic, Cont y Navajas (Energy Economics, May, 2016)

tomamos como LRSOC el 80% del precio de Bolivia. ¿Porqué? – Porque el sector, en 2003-2005 expesaba que ese valor estabilizaba la

oferta argentina, y porque era el costo de oportunidad natural al comienzo de la muestra

• Los 3 referees anónimos del paper aceptaron que usemos precios de frontera como indicador de los LRSOC – Pero uno de ellos cuestionó usar Bolivia porque a su juicio era “muy

caro” al final de la muestra comparado con el LNG que pagaba Chile. – Nuestra respuesta fue que en Argentina LNG era más caro que Bolivia.

• Pero desde 2015, la indexación al crudo del contrato de Bolivia produjo una caída fuerte y puso al precio de Bolivia muy abajo.

Reflexiones finales • La economía positiva de la determinación del precio del gas en

2016 sugiere un patrón de captura regulatoria. • Pero existe una explicación estilizada que justifica el esquema

adoptado y que descansa en supuestos de repuesta de la oferta – Que son criticables, pero tienen alguna evidencia de la experiencia en

EEUU • Esto muestra la necesidad de mejorar nuestro análisis

microeconómico del sector y su organización industrial. • El mejor esquema desde el punto de vista normativo pasa por ir

introduciendo competencia gas-to-gas en todos los niveles posibles – Utilizar precios de frontera pero preparar licitaciones en LNG que

compitan con la producción doméstica – Abrir la competencia en el upstream para mejorar el mal esquema

emergente de la ley de 2014 y del acuerdo Macri-Galuccio • En la transición es mejor usar reglas flexibles y basadas en

información de mercado (precios de frontera) que algo rígido y deterministico como el esquema adoptado ahora.