Por Charles J Massano*

Los movimientos de precios relativos que resultan de un proceso inflacionario persistente de dos dígitos como el que nos afecta, deterioran las relaciones económicas básicas, y tornan las políticas regulatorias en fútiles, cuando no fueron diseñadas para resistir ese proceso.

Es lo que ha pasado con los precios del gas natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Primero, las regulaciones directas impuestas por el ex MINEM en 2016 y 2017 y luego el “gran” acuerdo entre productores, distribuidoras y el Ministerio, probaron ser ineficaces para dar señales claras de precios, particularmente a los compradores del fluido. Y especialmente a aquellos que deben evaluar como afectaría el comportamiento futuro de esa variable a proyectos de inversión que fueren particularmente sensibles a la misma.

“Fijar” precios ha sido una elección que en 2016 la CSJ consideró no compatible con el mecanismo de “pass through” directo que las licencias (contratos de concesión) de las distribuidoras de gas establecen. Y por ello obligó a la realización de audiencias públicas, entre otros trámites y formalidades. Además, y al haberse determinado esos precios en dólares, ante un proceso devaluatorio de la moneda que ha sido muy importante en los últimos meses, aquél “sendero” de precios PIST en dólares establecido oficialmente, ha resultado de aplicación inviable.

No existe mecanismo capaz de evitar que un proceso de acomodamiento de precios relativos permanente, fogoneado por alta inflación y por una devaluación con fundamentos propios (distintos de la mera inflación y relacionados con la incapacidad del estado para afrontar los servicios de deuda externa como fue previsto al contratarla), afecte a los precios del gas en PIST.

Además; intentar satisfacer los requerimientos de los petroleros para obtener (i) altos precios en dólares garantizados por el estado, (ii) un ambiente de negociación controlado, (iii) contratos largos y (iv) efectiva libre disponibilidad, aún para exportar sin obligación de conservar las reservas y la capacidad de abastecimiento de la demanda interna; parecen, en conjunto, objetivos incompatibles con un proyecto de desarrollo económico de largo plazo, con base en la industrialización de recursos propios y niveles de empleo deseables.

La libre negociación de precios del gas y su libre disponibilidad, son instrumentos, y no objetivos, cuando el objetivo principal es el desarrollo nacional.

La competencia, cuando es tal, es una poderosa herramienta de asignación de recursos de manera eficiente. La libre negociación de gas en PIST puede tener esas características.

Dejar que el mercado y una herramienta que propenda la efectiva competencia hagan esa tarea, evitaría el desatino de pretender asignar los recursos dedicados a producir y utilizar ese recurso energético, escuchando meramente argumentos de quienes lo venden, que pretenden que el estado y la demanda acepte lo que alegan son sus costos de producción, sin que exista la posibilidad real de que esos agentes accedan y procesen de forma eficiente una información que siquiera los propios productores conocen acabadamente.

Las subastas “de sobre cerrado”, donde se conocen las condiciones de oferta de compra y de venta, pero no quién las realiza, constituyen una herramienta de efectiva competencia.

En un mercado pequeño como el de nuestro país, es predecible que los agentes de la oferta –que debiera incluir a los vendedores de gas importado- intenten coludirse para imponer condiciones monopólicas. Esas son condiciones que la teoría económica define como aquellas donde los precios de equilibrio superan a los costos marginales.

Sin embargo, reglas de juego adecuadas, inherentes a un proceso de subasta de “sobre cerrado”, incentivan ofertas que pueden resultar en el rompimiento del cartel, con precios efectivamente ofertados para vender que resulten menores al “acordado”, y ello a fin de vender más y por más tiempo.

¿Por qué creemos que es posible implementar con éxito reglas competitivas de formación de precios de gas en PIST?

Varias señales indican que lo es; por ejemplo:

• Los productores insisten en que se re-abra la exportación de gas natural, levantando la suspensión al otorgamiento de nuevas autorizaciones para exportar. Esto es, consideran que tienen más gas que el que el mercado interno (o la capacidad de inyección en gasoductos disponible) puede requerir a los precios que pretenden, y que por lo tanto ofrecer volúmenes adicionales resultaría en una reducción de los precios del gas en el mercado interno;
• Ellos mismos han sido promotores de la regulación directa de precios, en tanto estos se establecieran por encima de los niveles internacionales observables, o de los pactados en el segmento interno de libre negociación, en promedio. Y son grandes demandantes de subsidios estatales que les permita ofrecer su producto, sin competir, y a precios inferiores a los que perciben por su mera producción (¡el subsidio que hoy se aplica es a la producción y no a las ventas¡ -inadmisible si se re-abre el otorgamiento de autorizaciones para exportar).
• La realización de contratos resulta conveniente para la oferta y aún para la demanda. Permite reducir el nivel de riesgo económico de la producción y el de las inversiones en industrias que consumen gas.

Las ventajas de un mecanismo de subastas “de sobre cerrado”, para la demanda interna de gas y por tanto para el desarrollo nacional, son, por otra parte:

• Los precios que se obtengan de un proceso efectivamente competitivo garantizan que la asignación de recursos resultante será eficiente. Los niveles de producción, consumo, importación, exportación y reservas de gas que resulten de un proceso competitivo de compra-venta, responderán al real valor de ese recurso energético, en términos del valor de todos los demás recursos y bienes de la economía.
• Los proyectos de inversión podrán evaluar la incidencia del costo del gas como energético, sin el “ruido” de subsidios y regulaciones directas de precios.

¿Resultará ello en menores precios?

Dependiendo de la política de exportación, los precios alcanzables por este proceso en una primera etapa se establecerían por debajo de los US$ 6,78/MMBTU que pretendió la gestión Aranguren/Sureda (luego US$ 6,82; al advertir la extraña simbología sugerida por el primer número).

¿Por qué de la política de exportación?

Los productores acordaron de buen grado tener precios regulados, porque los que logran en el segmento no regulado del mercado interno son menores al objetivo fijado en el acuerdo. Y aún a algunos de los precios actuales vigentes por el acuerdo.

Hemos mencionado que entienden que hay (o habrá) más gas que el que el mercado compraría a los precios que pretenden. Exportar significaría sacar oferta de gas del mercado interno. Independientemente del precio al que se lo exporte. Y la escasez interna consecuente, redundaría en precios mayores.

Por otra parte, y si se acepta que se exporte gas a cualquier precio, se correría el riesgo de exportar renta hidrocarburífera.

Cuando se exporta gas, se exportan reservas de gas. Sabemos cuánto vale hoy ese gas, al menos en el mercado internacional. Pero no cuánto va a valer en el futuro (más allá de lo acertado que pudieran resultar las proyecciones, que justamente, son eso: proyecciones).

Por lo tanto, y si no queremos correr el riego de “exportar” renta hidrocarburífera, aparecen, al menos, dos opciones:

1. Que los contratos de exportación tengan precios ajustados constantemente por lo valores de mercado del producto negociado libremente, día a día. O precios spot. Pero es difícil que la demanda (y aún la oferta) acepte comprometer volúmenes a un precio que desconoce, durante plazos compatibles con las necesidades del importador.
2. Que no se exporten reservas. O al menos, las actuales reservas. Esto es: que las reservas probadas que se afecten por exportación sean rápidamente devueltas –por incorporación- al nivel que tenían antes de que se exporte.

La opción b parece las más razonable, munida que fuere de un procedimiento de relevamiento periódico del nivel de reservas probadas. Por ejemplo:

Las reservas probadas afectadas por exportaciones deben ser auditadas anualmente. Cuando su nivel se hubiere reducido, el exportador tendrá un año para reponerlas o para incorporar ese volumen a otras áreas que tenga en concesión, en la misma cuenca. O en alguna otra, si se pretende dar alguna flexibilidad.

Cuando ello no ocurriese, el cliente/importador debe ser notificado acerca de que si en el siguiente año las reservas no se reponen, su contrato se extinguirá a los 6 meses de transcurrido ese año. Y durante todo ese período, la cantidad máxima diaria exportada en ese contrato (y en todos los de exportación del área) no superará la del año o período menor anterior a la auditoría; ni se podrá acumular, al final de cada período de 30 días de los siguientes 365 días, más del xx % (menor al 100 %) del total que se exportó en ese mismo período de días acumulado, en el año anterior del contrato.

Algo así tenderá a garantizar que los productores no puedan “monetizar” reservas exportando, cuando tienen por finalidad vender mucho y rápido sin afectar precios internos. Y que se exporte sólo si es eficiente hacerlo. Eficiente en términos de la economía toda. Y no de las finanzas de los productores. En rigor, los precios de exportación nunca debieran ser inferiores a los del mercado interno. Si lo fueran, se estaría “exportado renta hidrocarburífera”.

UN SÓLO PRECIO

Las subastas que utilizan mecanismos de determinación de “un sólo precio” por evento, desincentivan los comportamientos estratégicos. En los sistemas donde cada oferta se “emparda” con otra (una de venta con una de compra- como el que se aplica en el Mercado de Valores), los precios son revelados a lo largo del día de operaciones, y ello incentiva los acuerdos previos, tanto entre oferentes, como entre las partes que “blanquean” una operación de compraventa previamente acordada.

Cuando se establece un mecanismo por el cual, por ejemplo, las ofertas realizadas en el día se negociarán en cuanto y en tanto las partes hayan ofrecido vender al precio de equilibrio o a uno por debajo de él, y comprar a ese precio o a uno por encima de él, y cuando ese precio es revelado sólo al finalizar el evento (y allí compradores y vendedores se enteran de cuánto compraron y vendieron y a qué precio –que será al que ofrecieron o por encima si venden, y al que ofrecieron o por debajo si compran), resulta muy “tentador” romper eventuales acuerdos previos. Y por tanto, se desincentiva que esos acuerdos existan.

El incentivo es, para el que vende, a ofrecer el menor precio al que se está dispuesto a vender lo que se quiere vender; y para el que compra, ofrecer el mayor precio al que se está dispuesto a comprar, lo que se quiere comprar. Es posible que un mismo vendedor realice varias ofertas con distintos precios, según lo urgido que esté por vender una determinada cantidad. Lo mismo sucede con quién compra: si se necesita “por lo menos” un determinado volumen para el momento en que se entreguen los correspondientes a ese día de operaciones, se ofrecerá lo más posible por ese mínimo volumen. Y menores precios por volúmenes adicionales, cuya adquisición se pudiese posponer hasta, al menos, la próxima subasta.

Con todo lo cual, este mecanismo promueve la determinación de precios cercanos (iguales, si “estilizamos” los hechos) a los costos de oportunidad (en teoría, iguales a los costos marginales) de compradores y vendedores. Que por definición, son precios óptimos.

AGREGADOR

Sería teóricamente óptimo que todo el gas se comprase y vendiese de esta manera. Pero esa “teoría” olvida los llamados “costo de las transacciones”.

Para un pequeño demandante de gas, como una unidad familiar –demanda para uso residencial, participar de una subasta tiene un costo en tiempo y adquisición de información que no resulte conveniente hacerlo, con volúmenes tan pequeños en juego. Es más barato, en términos generales, para un usuario residencial –o para un consumidor de pequeños volúmenes-, que un agente agregador se ocupe de conseguir el gas que necesita. Sobre todo cuando tiene ciertas garantías de que en esas condiciones, el precio que va a pagar no resultará de un abuso del vendedor.

Hoy las distribuidoras son los “agregadores” de los usuarios residenciales y de otros consumidores de volúmenes menores. Y podrían ser agentes demandantes en las subastas. Pero desde 1994 (en Mayo se utilizó por primera vez el mecanismo de “pass through”, aunque no de manera efectiva), sabemos que las distribuidoras no tienen incentivos a comprar gas barato. Al menos, mientras no terminen pagando por él más de lo que pagan las demás distribuidoras.

Así que si queremos que haya un agregador con incentivos, habrá que crearlo. Los incentivos vendrían dados por simple mandato del regulador o de quién fuese responsable de la política de precios de la energía en el país. Ese agregador podría adquirir gas por cuenta y orden del mercado cautivo de las distribuidoras (estas prestatarias tienen otros usuarios que compran el gas por su cuenta; son los Grandes Usuarios).

Y podría, aun, adquirir gas de importación, de ser necesario. Si el agregador fuese un agente de despacho; y fin de garantizar proporcionalidad en la participación del gas importado en ambos mercados, el cautivo de las distribuidoras/agregador y el mercado en el que la demanda adquiere gas por su cuenta (o por mandato expreso de Grandes Usuarios); ante una situación de eventual escasez de gas (en un determinado Día Operativo), el agregador podría tener prioridad para recibir todo el gas que hubiese contratado y solicitado, en tanto en él incluya la proporción de gas importado que el regulador hubiese determinado a priori. Ello obliga al resto del mercado a adquirir gas importado, de resultar necesario para completar sus necesidades de suministro, y evita que el agregador sea el único adquirente de un gas que, y nadie lo asegura, puede ser más caro que el nacional. Las proporciones de gas importado debieran ser las mismas para ambos mercados.

¿Podrían los administradores del regulador corromperse y comprar gas a precios superiores a los que hubiesen resultado de su mandato? Posiblemente. Pero ello resultaría bastante visible, al comparar los precios que finalmente pague el agregador, con los precios de equilibrio de las subastas en que el agregador debía participar.

Un agregador podría adquirir gas barato en verano y pagar “parking” hasta el invierno, si el servicio estuviese disponible y si fuese conveniente. Y podría adquirir gas en distintas subastas, quizás correspondientes a contratos de distinta duración, según resultare conveniente. Y como dijimos, podría importar gas, de resultar necesario.

La manera en que ese agregador fuese a recuperar lo “invertido” en el gas adquirido, dependería de los mandatos que tenga para ello.

Podría aplicar distintos precios de recuperación a distintas categorías de clientes cautivos, si ese fuese su mandato. Y esos precios podrían resultar en subsidios cruzados entre las categorías de clientes (como sucede en Colombia). O en subsidios netos, si hubiese el financiamiento para ello y el mandato oficial para aplicarlos.

O, también, podría aplicar un único precio de gas a todos los clientes cautivos. Lo cual, si se uniese a un estampillado de transporte, daría un único “citiy gate” para todos los clientes cautivos de distribuidoras. Políticas así, lo que buscarían es eliminar el costo del suministro de gas como una variable de decisión para la localización de pequeños proyectos de inversión, en el que ese costo tuviese influencia.

De todas maneras, y aún sin agregador, un mecanismo regulado de participación de las distribuidoras en las subastas “a sobre cerrado”, podría reemplazar a la falta de incentivos reales de las distribuidoras a adquirir el gas en las mejores condiciones para sus clientes cautivos.

Por ejemplo, podría establecerse un mecanismo de participación pasiva de las distribuidoras en cada evento de subasta que resulte pertinente. Podría prorratearse el volumen demandado por las distribuidoras, asignando una parte de ese volumen para que se sume al de cada una de las demás ofertas para comprar (al precio de cada una de esas ofertas) que recibe un evento (subasta). Ello resultaría en un desplazamiento vertical de la curva de demanda efectiva del evento.

Las reglas de despacho serían las mismas que se utilizarían con un agregador, y las distribuidoras serían (son) los agentes de despacho que actúan como lo haría el agregador.

Cualquier procedimiento de competencia efectiva, resultará, por definición, mejor que la intervención directa, determinando precios regulados. Sobre todo, cuando esos precios aparecen como eventualmente superiores a los que resultarían de la aplicación de procedimientos como los comentados.

Con procedimientos como los propuestos, ¿tendremos más gas y más reservas?

Tendremos (tendríamos), los volúmenes de producción, consumo, reservas, exportación e importación que resulten más eficientes. Y lo pagaríamos al precio que el gas “vale” en el mercado interno.

Una manera de propender efectivamente a la formación eficiente de precios, es garantizar que un porcentaje mayoritario de la producción de gas natural se negocie mediante estos mecanismos.

La primera alternativa a ellos debiera ser también un procedimiento de subastas, pero para la determinación de los precios de compraventa de los volúmenes de desbalances diarios asignados. O sea, un mercado spot. En este caso, el mecanismo de determinación del precio de equilibrio deberá prescindir de precios ofertados para comprar. Tal y como sucede en el spot “eléctrico”, sólo habría precios de ofertas y el de equilibrio se obtendría al asignar la totalidad de la demanda o agotar la oferta.

Esos precios de ofertas para vender podrían ser declarados para el mes (por los potenciales vendedores), o bien pueden determinarse como función de los precios de equilibrio de las subastas de contratos.

Ese mercado debiera complementarse con uno de “parking” de gas, cuyos precios de equilibrio podrían llegar a ser incluso negativos, cuando el sistema necesite retener más gas para su buen funcionamiento.

CONCLUSIÓN

Por lo hasta aquí dicho recomendamos abandonar la política de determinación de precios regulados para el mercado de gas en PIST, que ha resultado extremadamente contraproducente, dada su evolución impredecible y su sensibilidad a la capacidad de presión política (como la ejercida por las provincias hidrocarburíferas –en pos de mayores regalías) y al lobby de una parte del mercado (que en este caso fue una parte de la oferta –los productores “nacionales” de gas natural).

Adicionalmente sugerimos incorporar un agregador con mandato para adquirir gas en las mejores condiciones que el mercado permita, para abastecer la demanda cautiva de las distribuidoras.

Y por último, utilizar mecanismos de subastas de “un solo precio” por evento, para cualquier plazo de contratación y aún para un mercado “spot” de desbalances diarios.—

Septiembre de 2018

*Consultor especializado en regulación de sspp y negocios con energía.