Antitrust En El Mercado De Gas Natural

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