Los precios

4.1 Los precios del petróleo crudo

La desregulación y el fuerte aumento de la producción llevó a los precios del crudo en Argentina a la paridad de exportación. Los precios domésticos, tanto para los demandantes locales (las refinerías) como para la exportación, han oscilado en función de la cotización del West Texas Intermediate (WTI), con descuentos en función del costo del transporte y de la calidad de los crudos. Es importante destacar que las inversiones en transporte y el desarrollo de los mercados mundiales para los crudos argentinos han permitido reducir estos descuentos. A modo de ejemplo, en aproximadamente 3 años el crudo neuquino que sale por Puerto Rosales ha reducido su descuento de US$ 2.60 por barril a US$ 2.40.

4.2 Los derivados

La desregulación de los precios del downstream puesta en práctica a partir de enero de 1991 produjo aumentos nominales en los precios al público, pero a un ritmo inferior a la inflación minorista.45 Como se aprecia en el gráfico, los precios en términos reales caen desde 1989 a 1993, se estabilizan entre 1993 y 1996, y crecen en 1997, principalmente como consecuencia del aumento de impuestos.

Los impuestos juegan un rol importante en los precios al público de los derivados. A fines de 1997, del precio final al público de la nafta super el 63% corresponde a los impuestos (Impuesto a la Transferencia de Combustibles, Impuesto al Valor Agregado e Impuesto a los Ingresos Brutos). En el gasoil, los impuestos explican el 44% del precio final al público.

PRECIO AL PUBLICO DE LOS DERIVADOS 0 500 1000 1500 2000 2500 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 de 1997 ( IPC)/ m3

Nafta Normal Nafta Super Gasoil

4.3 El gas natural

Durante el período de precios regulados en Argentina los precios del gas eran reducidos, a tal punto que un descubrimiento estrictamente gasífero era prácticamente equivalente a un pozo seco. La desregulación produjo en promedio aumentos de precios, aunque el comportamiento ha sido muy heterogéneo en las distintas cuencas.

Simplificadamente, el mercado de gas argentino consta de tres cuencas productivas que constituyen la oferta (Austral, Neuquina y Noroeste), frente a una demanda localizada fundamentalmente en la zona de Buenos Aires y alrededores. Por el lado de la demanda, existe la noción de que los combustibles alternativos (por ejemplo el fuel oil para las usinas) pondrán un techo al precio. Dado el precio en donde se concentra la demanda (city gate Buenos Aires), los precios en las distintas cuencas serán diferentes, en función de las distancias respectivas y el consiguiente costo del transporte. Sin embargo, desde la perspectiva de la oferta la existencia de una red de gasoductos no demasiado sofisticada hace que la capacidad de transporte desde una determinada cuenca y el potencial de reservas de esa cuenca jueguen un rol muy importante en la determinación de los precios.

En el Cuadro 10 vemos que la cuenca neuquina ha sido la más favorecida en materia de precios. Por el contrario, en la cuenca austral los precios han caído en términos reales. La cuenca neuquina cuenta con la ventaja de estar más cerca de los centros de consumo, junto con una capacidad de transporte adecuada. 46 Lo opuesto ocurre en la cuenca austral, mucho más lejos de Buenos Aires y con una capacidad de transporte más restringida. Dada la gran cantidad de gas existente en la cuenca, la pelea de los productores por “entrar al caño” ha impedido que se produzcan aumentos de precios. 47

Existen características del mercado gasífero que han disminuido los niveles de competencia en el segmento de producción, que como vimos, es una condición fundamental sobre la cual se ha estructurado la regulación aguas arriba (en transporte y distribución).

Cuadro 10

PRECIOS DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO (en $ de septiembre de 1996 por millón de BTU)

Promedio por Cuenca Verano Noroeste Neuquina Austral

1993 1.093 1.093 1.093

1994 1.232 1.321 1.086

1995 1.248 1.325 1.009

1996 1.251 1.373 0.971

1997e 1.250 1.400 0.970

Luego de la venta de áreas y la privatización de YPF, la oferta no ha quedado lo suficientemente atomizada como para garantizar competencia. YPF mantiene un market share elevado en la producción (34%), pero mucho más elevado aún en las ventas (64%), como producto de las importantes compras de gas a terceros. 48 La ausencia de una amplia red de gasoductos interconectados (como existe por ejemplo en Estados Unidos) hace que el mercado tienda a segmentarse, con submercados en cada cuenca donde muy pocos productores compiten por ingresar al gasoducto.

Adicionalmente hay características de la demanda que tampoco favorecen la competencia. La demanda está concentrada en muy pocos actores (las distribuidoras), fenómeno que tiende a atenuarse por la presencia de los grandes usuarios. Dos características del marco regulatorio para las distribuidoras no favorecen a la competencia. En primer lugar, el mecanismo de pass trough de fijación de tarifas implica que las distribuidoras no tienen en teoría demasiados incentivos para conseguir un menor precio del gas boca de pozo, ya que lo trasladan al consumidor. 49 La obligación de las distribuidoras de garantizar el servicio a los consumidores no interrumpibles (básicamente los hogares) también ha afectado indirectamente al grado de competencia. La gran estacionalidad de la demanda (con un pico muy marcado en invierno), hace que los grandes productores, que son los únicos que pueden garantizar un abastecimiento fluido en los días de pico invernal, se valgan de esa capacidad para evitar la competencia en períodos de menor demanda. Para los distribuidores puede resultar muy riesgoso aceptar ofertas de gas más barato en el verano si esa operación es resistida por los grandes productores, y como consecuencia compromete su abastecimiento en invierno.