Antitrust en el mercado de gas naturalNora Balzarotti

Texto de Discusión N° 10ISBN 987-519-050-0

(Octubre 1999)

CEERCentro de Estudios Económicos de la RegulaciónInstituto de Economía, Universidad Argentina de la EmpresaChile 1142, 1° piso(1098) Buenos Aires, ArgentinaTeléfono: 54-11-43797693Fax: 54-11-43797588E-mail: ceer@uade.edu.ar

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(Por favor, mire las últimas páginas de este documento por una lista de los Textos de Discusión yde 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 alanálisis de la regulación de los servicios públicos. El CEER es apoyado financieramente por elBanco Mundial, los Entes Reguladores de Telecomunicaciones y Electricidad de la RepúblicaArgentina, y la Universidad Argentina de la Empresa (Buenos Aires), donde el CEER tiene susede.

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 PardinaInvestigadores: Lic. Gustavo Ferro, Lic. Martín Rossi.Ayudante de Investigación: Lic. Christian Ruzzier.

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CEER Serie de Textos de DiscusiónAntitrust en el mercado de gas natural

Nora BalzarottiTexto de Discusión N° 10

Octubre 1999JEL N°: L4

Resumen: De este trabajo se pretenden obtener algunas conclusiones básicas en materia de política de competenciaen sectores regulados, que sienten las bases para nuevas investigaciones referidas a este tema, aplicadas tanto alsector 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 presentacaracterísticas propias, lo que define la política de competencia a aplicar no es tanto las especificidades del sectoraludido, sino el objetivo que prima para su aplicación: la eficiencia económica2) De ser así, el tratamiento por sector de la defensa de la competencia debe tener una óptica operativa, que sirvapara sentar las bases de posibles casos antitrust futuros: por ejemplo, determinar metodologías para la determinacióndel mercado relevante a nivel de producto y geográfico. El recomendable tratamiento caso por caso en los problemasantitrust echa por tierra la posibilidad de definir conductas anticompetitivas ex ante, estrictamente en el marco desectores o coyunturas particulares.3) El caso argentino de regulación del sector gasífero incorpora múltiples elementos deseables desde la ópticaantitrust, aunque no han sido contemplados plenamente los efectos sobre la inversión de la obligación dedesintegración vertical en un contexto de acceso abierto.4) La delimitación de jurisdicciones entre ente y agencia antitrust se juzga conveniente, en tanto promueve que laregulación la lleve a cabo el regulador, y el juicio sobre promoción de la eficiencia de las conductas lo lleve a cabo laagencia especializada.

Abstract: This paper lets us conclude about some basic principles of competition policy applied to regulatedsectors, what has also given place to the delineation of new areas of future research. The general principles discussedhere 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 economicactivity has its own characteristics, what defines antitrust rules is the objetive they must achieve, economicefficiency, 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, whichis always commendable, is also against the idea of determinig ex ante definitions of anticompetitive practices bysector.3) The Argentine experience in regulating the gas sector includes several positive elements from the competitionpolicy perspective.4) Moreover, the new (and also the previous) delimitation of jurisdiction between the regulatory and antitrust agencyis good as far as it encourages regulation to be carried out by regulators, and competition policy to be applied by thespecialized organization (the antitrust agency)

Pertenencia profesional del autor: Investigadora Instituto de Economía UADE,nbalzarotti@uade.edu.ar

CEERCentro de Estudios Económicos de la RegulaciónInstituto de Economía, Universidad Argentina de la EmpresaChile 1142, 1° piso(1098) Buenos Aires, ArgentinaTeléfono: 54-11-43797693Fax: 54-11-43797588E-mail: ceer@uade.edu.ar

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ANTITRUST EN EL MERCADO DEL GAS NATURAL

-Versión Preliminar para Comentarios-

Nora Balzarotti

Contenidos

I-INTRODUCCION

II-ANTITRUST Y REGULACION

III-LAS VENTAJAS DE LA INTEGRACION VERTICAL: ¿QUÉ SE PIERDE CON LADESINTEGRACION DE LA INDUSTRIA?

IV-EL CASO ARGENTINO. ALGUNAS CONSIDERACIONES DESCRIPTIVAS.

V-SINTESIS Y DELINEACION DE AREAS FUTURAS DE ESTUDIO

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ANTITRUST EN EL MERCADO DE GAS –Versión preliminar para comentarios-Nora 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 estádirectamente asociada al mismo. Tales hidrocarburos pueden obtenerse directamente de losyacimientos 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 enestado gaseoso, generalmente distribuido a través de grandes redes, o en estado líquido, bajo laforma de gas natural licuado “GNL” (almacenándose a temperaturas muy bajas y presiónatmosférica), o como gas natural comprimido “GNC” (almacenado a alta presión)2. Este trabajose 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 crecienteimportancia, por ser un combustible más limpio y más abundante que el petróleo. El consumomundial 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 un17% en 1980 hasta 23% en 1995, aunque en la Argentina la participación del gas superaactualmente el 45%, ubicándo a este país entre los de mayor consumo gasífero en relación a suconsumo total de energía.

A nivel internacional, el 40% de la demanda de gas proviene de la industria, alrededor del 25% sedestina al consumo residencial y otra proporción similar, a generación eléctrica. Tanto a nivelinternacional 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 lascualidades 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 susceptiblede ser competitivo, excepto que emanen específicamente de la regulación o de la relación con una etapa downstreammonopólica. Tampoco se evaluará el impacto ecológico de las regulaciones en el sector, ni sus efectos sobre el nivelde reservas. No se considerarán los efectos de la regulación sobre la inversión en el sector, aunque de estosincentivos emanen problemas competitivos (ejemplo, incentivos a invertir en los gasoductos, bajo un esquemaregulatorio 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. Lagasolina es una mezcla de hidrocarburos de C5 (carbono 5) a C7; se separa del gas natural en las plantas deacondicionamiento para transporte, o bien en las plantas extractoras de GLP.

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generación de energía eléctrica3. Esto es así pues el cambio tecnológico unido a la reducción delprecio del gas natural en relación al de otros combustibles, ha hecho económicamente posible lageneración de electricidad en plantas mucho más reducidas, lo que ha tornado más competitivo almercado de generación de electricidad. Se estima que hacia el año 2030, las centrales térmicasexplicarán 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 otrosgases más pesados y del vapor de agua. Posteriormente, se le eliminan algunos hidrocarburospesados como el etano, propano y butano, y otros gases e impurezas5. Luego de estos procesos, seobtiene el denominado “gas natural seco”.

En esta etapa, pueden existir actividades complementarias a la extracción, tales como lacompresión, que tiene lugar cuando el gas hallado en el yacimiento carece de la presión necesariapara su inyección en el gasoducto, en cuyo caso se requiere la instalación de una plantacompresora.

La producción no presenta características de monopolio natural. En este sentido, se esgrimen lossiguientes 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 estaetapa 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 laprohibición 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 laventa de gas a usuarios finales grandes (por “grandes usuarios finales” se hace referencia a las firmas que insumengas como combustible, tal el caso de los generadores de electricidad, la industria petroquímica, etc.). Tambiénincorpora la figura del “comercializador” (en inglés, broker o marketer). El mercado minorista incluye la venta porlas distribuidoras a los usuarios finales. Esta clasificación es susceptible de algunas modificaciones, sin que por ellocambien en modo alguno las conclusiones aquí presentadas.5 La separación primaria de otros hidrocarburos gaseosos también puede llevarse a cabo mientras se transporta.

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hasta ese momento desregulada, era menor que la concentración promedio de la industriamanufacturera6.

En la Argentina, esta etapa no está regulada (como tampoco los procesos de captación ytratamiento del gas), y se rige por la Ley de Hidrocarburos (ley 17.319), sus modificaciones y losdecretos 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 alos 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 elacondicionamiento (si se deben eliminar componentes corrosivos y no comercializables).

Tanto la transporte como algunos tramos de distribución tienen características de monopolionatural, independientemente de su alcance regional8. Esto es así puesa) 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 ala entrada a este mercado.

b) las características de la tecnología disponible dan lugar a la existencia de economías deescala, que tornan ineficiente la competencia entre transportistas proveyendo las mismasáreas. Las economías de escala surgen porque el costo del gasoducto es relativamenteproporcional al diámetro del caño y a la máxima presión operativa, mientras que la capacidadde 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 nuevosoferentes del servicio de transporte.

! algunas líneas de transporte pueden abastecer zonas geográficamente cercanas, por lo quesería posible que algunas áreas fueran provistas eficientemente por más de una línea.

c) Adicionalmente, la existencia de un único gasoducto al que inyectan gas múltiplesproductores da lugar a una externalidad de red: la reducción del riesgo de que se “corte” lainyección 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 lossistemas que -a diferencia del argentino- se interconectan, dando lugar a la potencialprovisión de un mismo demandante, con diferentes oferentes.

d) Por último, el gasoducto compite con ventaja respecto de otros medios de transporte debido alespacio que ocupa el gas: a temperatura ambiente y con presión atmosférica normal, laenergía 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 pozo7 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 determinóque tenían características de monopolio natural, por lo que estableció que la regulación federal debía limitar el podermonopólico que surgía de la estructura del sector. En aquel momento se optó por regular el transporte interestadual yla venta para reventa de gas. Si bien el Congreso estadounidense no admitió la regulación de la producción, comoresultado de algunos casos judiciales se terminó regulando todas las etapas, desde la producción hasta la venta alusuario final.

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Muchas de estas cualidades también están presentes en las redes de distribución regionales olocales. 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. Elbypass físico existe cuando el usuario construye a su costo un ramal de alimentación paraconectarse directamente al sistema de transporte, sorteando la distribución, y pagando el costo delgas y la tarifa del transporte. El bypass comercial existe cuando el usuario pacta con el productorel 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 seinstalan para superar las pérdidas de presión que va experimentando el gas transportado, porfricción y gravedad, o para incrementar el flujo transportado aumentando la presión. Loscompresores generalmente funcionan con el mismo gas natural que obtienen del gasoducto, porlo que el costo del transporte de gas es altamente sensible al mismo precio del gas (o de loscombustibles 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 dedemanda, por lo que se dirigen –grosso modo- a Buenos aires, sin prácticamente existir nodos deintercambio y redistribución.

La etapa mayorista, al incluir el transporte y la venta para reventa, de no estar regulada, podríadar 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 oporque lo adquirió, para su posterior reventa.

2. Que el transportista (o distribuidor) transporte el gas de su propiedad (porque lo produjo o loadquirió) 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 acabo operaciones de producción, compra y/o venta de gas. Por ende, sólo trasladará gas deterceros (es decir, el gas que los productores han vendido directamente a los usuarios odistribuidores; o el gas que los comercializadores en su rol de intermediadores, han compradode los productores, y venden a los usuarios o distribuidores)

Generalmente, las alternativas que enfrentan transportistas y distribuidores, debido a que sucarácter de monopolios naturales los hacen objeto de regulación, están limitadas. Se mencionanlos 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 lasposibilidades 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 lasfirmas vinculadas al sector, lo habitual en la experiencia internacional era que el gasoductoprodujera 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.

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firmas que poseían los gasoductos vendían conjuntamente, como un “paquete”, el gas, losservicios de comercialización y el servicio de transporte, generalmente sin detallar qué preciocorrespondía 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 usuariosresidenciales/comerciales. Según en qué mercado opere (minorista o mayorista), la distribuidoraejerce un mayor o menor poder de mercado.

Se reconoce que en el segmento mayorista, la distribuidora actúa en un mercado relativamentecompetitivo, 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 mercadopues los clientes residenciales y el sector comercial, están cautivos de la red, y presentan unademanda firme11 e inelástica. El límite para ejercer el poder monopólico, en consecuencia, sólo loestablece la regulación del sector. Sin embargo, incluso el mercado de usuarios residencialespodría ser competitivo si se consolidaran pools de consumidores (de hecho, esta posibilidad estádando lugar a la desregulación de este segmento; tal el caso de Gran Bretaña en 1998). Sinembargo, la competencia para los usuarios más pequeños se ve afectada por altos costos demedición y de comercialización, aunque la inversión de costos hundidos en este tramo no esdemasiado alta.

Comercialización:

Un comercializador de gas debe comprarlo al productor, transportarlo por las redes de transportey distribución, y venderlo a los usuarios finales. Su rol es el de “broker” o intermediario entre laspartes. Adicionalmente, puede también proveer servicios de almacenamiento para cubrir los picosde demanda.

Los costos hundidos de los comercializadores son mínimos; los principales activos requeridos enesta actividad son el capital de trabajo y los contratos con los productores y los clientes, quepueden ser revendidos en caso de salida del mercado (es decir, no configuran una barrera a lasalida). La existencia de mercados competitivos (o, por lo menos, contestables) en lacomercialización, complica severamente el surgimiento de conductas colusivas, o hace difícil susostenimiento. 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 sustitutoperfecto, especialmente en el corto plazo. Para que la amenaza de sustitución sea creíble y afecte el poder denegociación, debe ser técnicamente factible. Igualmente, se destaca que la tendencia prevaleciente a la sustitución delfuel oil por gas se funda en razones ambientales, lo que ha dado lugar a la predicción del alza del precio del gas aconsumidores industriales en el largo plazo.11 Como antónimo de “interrumpible”.

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competencia de precios en esta etapa puede ser muy fuerte. Se ha observado, no obstante, que loscomercializadores pueden ejercer algún grado de discriminación al ofrecer contratosdiferenciados a los clientes, según el alcance de passthrough12 y el impacto de las variacionesestacionales de precios.

Almacenamiento:

A diferencia de la electricidad, el gas puede almacenarse para atender picos de demandaestacionales o constituir reservas para consumo futuro. Los costos de transporte, además, seelevan ante presiones cambiantes, por lo que puede considerarse apropiado mantener stock parasuavizar 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, osustituir el requisito de capacidad excedente para aumentar la producción durante los picos. Losgasoductos pueden ofrecer “almacenamiento” cambiando la presión en las redes, lo quegeneralmente permite abastecer los picos diarios.

Demanda

La demanda de gas es estacional y estocástica, con demanda en los días fríos que puede sersuperior en varias veces, a la demanda de verano. Los picos de demanda diarios se puedensuperar• 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”) sontípicamente, clientes industriales que usan el gas para calefacción o que pueden utilizarfuentes alternativas de combustibles. Generalmente, el total de los contratos que celebra untransportista cubre la capacidad disponible; si quien contrató cierta capacidad no la utilizaplenamente, podría revender esta capacidad pero ahora como “interrumpible”. Esta es lapráctica que llevan a cabo las distribuidoras en Argentina, que deben brindar servicio firme alos 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 lachance de ser aplicable depende de la tecnología en materia de medición, cuyaimplementación 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 gaslicuado de petróleo, la electricidad y el carbón. Como los artefactos que utilizan gas en generalconstituyen una inversión hundida, contribuyen a que las elasticidades cruzadas de demanda seanbajas 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 quepaga el usuario. En este caso, el tema se refiere a cuál es el “pasaje” a la tarifa final, de los aumentos o reduccionesde precios del gas en la entrada del sistema. No se contempla el passthrough de otros costos, como el gasto para unautilización más eficiente de la energía (Gran Bretaña) o la tarifa que cobra el transportista, pasible de ser trasladadapor el distribuidor.

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Mercado antitrust y medidas de concentración

En la determinación del mercado relevante para los casos antitrust de gas natural, es dable teneren 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 firmasmonopólicas y competitivas.

• debido a que la demanda de transporte se deriva de la demanda de gas, los sustitutos del gasreducen la demanda del servicio de transporte; por ello, se plantea si el transporte debeconsiderarse como un bien diferente al gas mismo13

• en el sector residencial, algunos estudios econométricos sugieren que la elasticidad dedemanda del gas natural es menor a uno. Con la excepción de la estimación de Joskow yBaughman, todos los estudios consultados muestran elasticidades menores a 0.70. Estostrabajos también sugieren que las elasticidades cruzadas son bajas. Sobre esta base, la FTCconcluye que la sustitución del gas con la electricidad o el fuel oil a nivel residencial no dalugar a que se amplíe el mercado relevante de producto para contener también estosproductos.

• La elasticidad de demanda en la industria también es baja; de siete estudios consultados, laelasticidad más alta es 0.52 (de corto plazo); obviamente, las elasticidades de largo plazodeberán ser algo mayores. La FTC ha considerado la elasticidad de largo plazo como el datorelevante en la determinación del mercado antitrust. La evidencia tampoco sugiere que sedeban 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 transportepor medios alternativos al gasoducto (en la experiencia de los Estados Unidos, generalmenteel mercado geográfico se ha asociado a una ciudad). Lo costoso y dificultoso delalmacenamiento tampoco da lugar a que se arme un stock a fin de encarar la búsqueda deprecios más bajos.

• El índice de concentración habitualmente utilizado en los casos antitrust de gas es elHerfindahl Hirschman (vis a vis otros tales como la concentración de las cuatro primerasfirmas, etc.) debido a que

A. es una medida que otorga más peso a las firmas grandes, en un sector como el gasífero dondeel mercado puede estar dominado por uno o dos oferentes; en mercados con menos de cuatrooferentes, obviamente el HHI es superior al índice de concentración de las cuatro primerasfirmas, que además ignora su tamaño relativo.

B. El HHI además toma en cuenta todas las firmas del mercado, y podría incluir a los potencialesentrantes.

• La FTC, para evaluar la existencia de potenciales entrantes, requiere que existan “oferentescercanos” 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 sedeben incluir en el mercado relevante del producto.

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amenaza a un potencial o real acuerdo colusivo vía su nivel de producción) y el de ladistancia (que sea económicamente viable la construcción de un caño hasta el mercadorelevante; esta viabilidad está fuertemente influida por la distancia a cubrir)14. Se supone queel oferente potencial comparará la retribución requerida como retorno a su inversión en elnuevo gasoducto, con el incremento esperado en el precio del gas despachado en el mercado aproveer. Si la retribución requerida es menor que el incremento en precio, se considera que elrequisito de distancia está cumplido. En materia temporal no se presentan mayoresproblemas, 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.

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II. ANTITRUST Y REGULACIÓN

A continuación se citan algunos lineamientos generales basados en la teoría económica y en laexperiencia 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 comopara 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 laindustria”, debido a que la consideración de diferentes casos (con diferentes mercados) no cambiael 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 sepasara de privilegiar la eficiencia económica a privilegiar la redistribución del ingreso hacia lasfirmas 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 permitidoseleccionar 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 lapolítica de defensa de la competencia15.

En un contexto desregulado se debería poner particular énfasis al enforcement de las reglasantitrust. Las ganancias en eficiencia que implica la desregulación adecuada, provendrán de lacompetencia, y no deben ser reemplazadas por colusión privada o conductas anticompetitivas delas firmas con posición dominante. En este sentido, es bueno que la política antitrust enfoque losproblemas caso por caso, y sea muy flexible (en relación a la regulación). En este marco, no sólose debe tratar de evitar que un mercado competitivo se torne menos competitivo, comofrecuentemente ocurre en el ámbito de aplicación de la política antitrust, sino que habrá queenfrentarse con posiciones monopólicas heredadas del mercado regulado, cuyos poseedores muyprobablemente renegarán perder, y que posiblemente intentarán conservar a través de conductasanticompetitivas (básicamente, fusiones y/u obstaculización a los –nuevos- competidores; porello se deberá poner especial énfasis en la aplicación de la política sobre fusiones y adquisicionesanticompetitivas).

La desregulación no generará, por otro lado, la aparición de múltiples competidores de modoinstantáneo. No obstante, en estos casos, se deberá tener en cuenta que las posiciones de dominiono han sido resultado de conductas abusivas, sino resultado de la misma regulación (ya sea queesta 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 nose ha concretado, se deberá tener en cuenta que la eliminación de la barrera que conlleva laadopción 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

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la política antitrust no reemplaza a la regulación, particularmente en el campo del control, quepuede ser llevado a cabo más adecuadamente por un órgano regulatorio que por uno de aplicaciónde defensa de la competencia.

En materia sancionatoria, hay que tener en cuenta que pese a las diferentes tendencias observadasen los últimos años en materia antitrust, cuando se compara ésta con la regulación, la primerabasa su aplicación en un enfoque estructural, mientras que la segunda se aboca más que nada alas conductas (regular ha sido definido como “gobernar las conductas a través de reglas”). Elenfoque estructural que predomina en el ámbito antitrust apunta a mantener una estructuraindustrial que propenda a la competencia, lo que conlleva el mantenimiento o la restauración dela independencia entre los agentes económicos. Por ello se incentiva a la firma a buscar subeneficio en negocios separados, reduciendo las oportunidades de emprender conductasestratégicas nocivas. En el caso particular de que una integración estructural (vertical uhorizontal) permita la obtención de eficiencias que no pueden lograrse por otros medios, seintentará buscar un remedio que no lesione la integración. Cuando se detecta una conductanociva, empero, no siempre se genera una sanción estructural porque con ella no necesariamentese soluciona el problema de marras, cuando ésta no surge específicamente por la estructura delmercado; en estos casos, por ejemplo, la solución se podrá lograr simplemente con una orden decese 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 dedefensa de la competencia, pero también impondría requisitos sobre la conducta futura de laempresa fusionada.

Se recalca que con la solución regulatoria no sólo no se eliminan los incentivos a las conductasanticompetitivas, sino que además se generan fuertes incentivos a evadir las regulaciones: lasreglas de “conducta”, por otro lado, deben ser controladas mientras que las decisionesestructurales sólo implican el costo de controlar que la estructura sea la requerida; cuando ladecisión estructural se ha puesto en práctica, no se requieren costos de control.

Sin embargo, la política antitrust es un complemento importante del proceso desregulatoriodebido a que los mecanismos desregulatorios deben tener en cuenta las posibles conductasanticompetitivas que de él se derivarán.

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Posibles configuraciones del sector gasífero y conductas anticompetitivas:

Dadas las etapas que integran la oferta de gas, se pueden concebir dos formas de integraciónvertical en un economía que regule solamente el monopolio natural16 y que mantengaliberalizadas (es decir, desreguladas) las etapas restantes17. Antes de entrar a analizar loscomportamientos posibles según el tipo de integración, se tratará el problema de laobstaculización del acceso como parte de una temática común tanto para la firma integrada comopara la desintegrada que opera en un monopolio natural, sin pasar a considerar, por ahora, el temade la evasión de la regulación

◊ El acceso:

Si bien el tema del acceso se ha encarado tradicionalmente desde el ámbito regulatorio, tambiénpuede encuadrarse en la figura anticompetitiva de “negativa a transar” del transportista. Lanegativa 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 unprecio 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 difícildetección si el acceso fuera obligatorio, tales como la imposición de precios diferenciados, lareducción de la calidad del servicio, la subdeclaración de la capacidad total o de la capacidaddisponible y la obstaculización de la expansión o aumento de la red. En materia decompatibilidad, el único requisito que podría obstaculizar el acceso es el de la presión del gasinyectado, o la pureza del fluido19.

Si la etapa monopólica (el transporte) está regulada, la firma transportista podrá, a través de laobstaculización al acceso, ejercer poder monopólico o monopsónico sobre el gas. Qué ocurriríacuando la regulación no exige el acceso abierto, además de amedrentar a los potenciales entrantesal mercado? A continuación se propone una esquematización de conductas esperables bajodiferentes escenarios.

16 Si bien en este trabajo no se aborda el tema regulatorio, es dable recordar que dos de los enfoques regulatorios máshabituales internacionalmente en la industria gasífera son, el basado en el costo del servicio, y la regulación porincentivos. 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 promoverla regulación por incentivos para alentar la reducción de costos, la eficiencia y la inversión. Argentina y el ReinoUnido aplican esta regulación. El modelo argentino es una versión de precio tope (price cap), como precio máximoajustado semestralmente por el índice de precios mayorista de los Estados Unidos, por razones estacionales, y unfactor que pretende estimular la eficiencia y la inversión, que corrige la tarifa cada cinco años. Las tarifas varían deacuerdo 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 queprevalece en la Argentina.18 Tal como tiene en cuenta la doctrina, en algunos casos es sólo la posibilidad de monopolizar la facilidad (al nopermitir el acceso) lo que genera la inversión en infraestructura, pues con el acceso abierto se perderían las gananciasque permitirían recuperar los costos de la inversión. Este dato se debe tener en cuenta por quien, además de exigiracceso 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

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Se permite: integración vertical total Desintegración vertical totalCompra-venta degasproducidoportercerospor partedelgasoduc-to

Sólo se regula tarifa delmonopolio.(I)

Se regula tarifay se exige“desem-paqueta-miento20”(II)

Sólo se regula tarifa del monopolio(III)

Se admite Se impedirá el acceso del fluidogaseoso que no le sea propio, pueshaciéndolo, el gasoducto seconvierte en monopsonista de gasen el mercado upstream, ymonopolista de gas ante los grandesusuarios y los distribuidores.No habría pérdidas de economías dered, excepto porque con los preciosmás bajos que pagará el gasoductocomo monopsonista, algunosproductores no entrarán al mercadoEXISTIRAEMPAQUETAMIENTOSe espera que bajo estos supuestos,no obstante, el monopolio noacceda a transar el fluido gaseoso afin de convertirse en el propietariode todos los pozos.

Como el gasoducto compra y vendegas, existen incentivos a impedir elacceso de gas de terceros, porqueaumenta su poder monopsónico en elmercado upstream, y el podermonopólico en el mercadodownstream.

No seadmite

El gasoducto impide la producciónde sus competidores al impedir eltransporte de otro gas que no sea elproducido propio. Se transforma enmonopolista en la producción degas, y monopolista de gas antedistribuidores.Reducirá economías de redEXISTIRAEMPAQUETAMIENTO

Idem I. Laexigencia de“unbundling”aparece comouna forma de queel acceso abiertosea efectivo, y nose obstaculice através de laimposición depreciosdiferenciados.No tiene sentidoel unbundling sinrequerirsimultáneamenteel acceso abierto

Que se exija eldesempaquetamiento con ladefinición ad hocaquí utilizada nomodificará laconducta delmonopolista,porquepublicitará losprecios delpaquete, peroimpondráobstáculos alaccesodirectamente.

Es el caso argentino, no existeincentivo a impedir el acceso, puesimpedir el acceso es impedir elnegocio. El incentivo al accesoabierto, sin embargo, da lugar a freeriding cuando un tercero (por ejemplo,un productor) paga una contribuciónpara que el transportista invierta a finde aumentar la capacidad. Cuando unproductor construye su propiogasoducto, por la capacidad noutilizada, debe dar acceso abierto(cobrando la tarifa regulada)

20 Se entiende por desempaquetamiento, acceso abierto y tratamiento igualitario. En este caso, se forzará estadefinición para que incorpore sólo el tratamiento igualitario

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Cuando el acceso es abierto, también se reducen las chances de conductas anticompetitivas porparte de las firmas que no sean transportistas. Por ejemplo, la potencial entrada de numerososcompetidores en la etapa productiva (todos ellos con posibilidades de acceso) aumenta ladesafiabilidad del mercado de la producción. Este tema no es menor pues como en general laetapa productiva fue objeto de regulación en múltiples experiencias, los agentes estánacostumbrados a prácticas no plausibles en un ambiente competitivo: la literatura cita como lasmás observadas, a la obstaculización de la entrada a través del proceso regulatorio, la interaccióncoordinada, la cartelización posterior a la desregulación y los acuerdos para no utilizar capacidada fín de aumentar los precios. También se han observado fusiones entre los comercializadores ylos productores (luego de la desregulación, se observan más fusiones horizontales queverticales)21. Asimismo, el acceso abierto afecta la definición de mercado relevante, con lo que laincidencia de cada productor en la determinación del precio debería reducirse, al disminuir laconcentración.

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 yvender gas por parte de los transportistas, tuvo como resultado que el gas transportado paraterceros, 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 elrequisito 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 desintegraciónobligatoria permitirá delinear cuáles deberán ser los incentivos a generar por la regulación, ycuáles por la política antitrust, si el fin es promover la eficiencia, bajo diferentes hipótesis deintegración

Cuadro: POSIBLES CONFIGURACIONES DEL SECTOR GASIFERO

(se supone acceso abierto)

1. Firma que opera en el mercado monopólico integrada verticalmente con las otras etapas productivasa) 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 casoinglés. 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 estetrabajo, sino surge como resultado de la regulación del sector.

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operación de la red de gasoductos fuera llevada a cabo por una empresa separada, diferente de laempresa 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 separaciónrecomendada previamente, en 1997. Esta alternativa tuvo en cuenta las ventajas que ofrecía laseparación 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 serviciomonopólico y el acceso abierto

Bajo estas hipótesis, sería de esperar que la firma lograra evadir la regulación de la etapamonopólica. En consecuencia, si quien hace política económica quisiera eliminar la chance deextraer renta monopólica, se debería regular el “paquete” que vende la firma, perdiendo la ventajade la competencia en los mercados que pueden ser competitivos. Si bien la evasión de la normaregulatoria es un problema regulatorio, y no una conducta anticompetitiva, del mismo afán deevadir podrán derivarse o darse lugar a conductas anticompetitivas.

Se mencionan a continuación algunos ejemplos de evasión a la regulación, posibles ante lapresencia de integración vertical:

! Si la regulación no incentiva la reducción de costos (es decir, si se regula conesquemas del tipo “tasa de retorno”, o “cost plus”) podrá evitarse la regulación y almismo tiempo, predar a los competidores: al estar integrada verticalmente, la firmapodrá 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 regulaciónaumentando (ficticiamente) los costos del monopolio natural. Al mismo tiempo, conesta 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 deregulación por “price cap”23. Si se aumenta el precio regulado porque se elevan loscostos del monopolio, también se elevan los precios de los insumos a los rivales de laetapa downstream

! Otra forma de aumentar los costos del regulado para evadir la regulación, sería elevarlos precios de los insumos provistos por la afiliada upstream, distorsionando los

22Se distingue este caso de lo que habitualmente se denomina subsidio cruzado. Ha de tenerse en cuenta que ladefinición habitual de subsidio cruzado culmina en la venta bajo el costo (incremental) en algún mercado por preciossuperiores a los costos stand alone en el mercado monopolizado, debido a que la regulación en el mercadomonopólico, se supone, respeta la restricción de beneficio nulo de la firma multiproducto. Si ésta no fuera larestricción respetada, el subsidio cruzado (definido de modo más amplio al habitual) no necesariamente implicaríaventa bajo el costo, y no tendría efectos nocivos tan radicales sobre la competencia. Cabría, asimismo, estudiar losefectos netos sobre el bienestar de este transpaso de rentas entre mercados (y entre consumidores), teniendo encuenta 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 existancomplementariedades que reduzcan los costos por producción conjunta, contexto para el cual los subsidios cruzadosse han definido tradicionalmente.23O aún con regulación de precios tope, cuando el beneficio por no mejorar la productividad disminuye menos que elbeneficio que se logra por predar en el mercado competitivo, esta estrategia sería racional.

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precios de transferencia24.25 Este fue el caso de Occidental Petroleum Corp, en el seplanteó una fusión (vertical) de un transportista con un productor de gas natural; sedemostró que el objetivo de la fusión era que la firma productora aumentara losprecios a los que transferiría al transportista, a fin de inflar artificialmente los costosdel gasoducto y eludir la regulación sobre la tasa de retorno. En este caso, no sepermitió la fusión.

! La evasión de la regulación permitirá ejercer el poder de mercado necesario paradiscriminar. En este sentido, la venta atada ha sido tradicionalmente una herramientapara llevar a cabo discriminación de precios, pues permite conocer la demanda dealguno de los bienes del paquete, y con ello deducir la demanda del resto, dandochance a discriminar26

Se destaca que podrá haber venta de paquetes aún sin integración vertical (el monopoliodesintegrado puede también vender paquetes si puede comprar y vender gas). Las chances dediscriminación aparecen también en este caso.

Por supuesto, como se ha visto más arriba, no cualquier evasión regulatoria violará las reglasantitrust, como tampoco los acuerdos verticales o las adquisiciones en la industria seránviolatorios de las reglas antitrust porque meramente generen oportunidades para evadirregulación.

Además de las conductas anticompetitivas emanadas del deseo de evadir, pueden darse otras enun contexto de integración vertical, aún con acceso abierto. Por ejemplo, el monopolista reguladopodría reducir el precio de los “insumos” (básicamente, el gas que transporta, o incluso la tarifade transporte regulada si la regulación lo permite) sólo a su afiliada downstream, reduciéndole loscostos a ésta, pero simultáneamente aumentando relativamente los costos de sus rivales. Para estareducción, 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 EstadosUnidos, 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 segúnla nota al pie anterior.25 En Occidental MidCon 109 FTC 167 (1986) en Estados Unidos, donde prevalece la regulación de la tasa deretorno, se exigió la separación de un productor y un gasoducto, para asegurar que no se inflara el precio del gas altransportista26 Siguiendo un ejemplo tradicional para ejemplificar la discriminación a la que da lugar la venta atada: uncomprador de una fotocopiadora no demanda la fotocopiadora en sí, sino sus servicios. Si el vendedor de lafotocopiadora ata a la venta de la máquina, el papel con el que se deberá fotocopiar, lo que logra es detectar laelasticidad 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 quienconsume gas demanda el gas y no el servicio de transporte en sí mismo, al conocer la demanda de gas podríadiscriminar a través de los precios (no desglosados) dentro del paquete gas-transporte-otros servicios. Esteargumento da racionalidad a la venta en paquete, vis a vis el que sostiene que da lugar a “extender el podermonopólico”

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ahorrar los costos de desintegración de las firmas al momento de imponer la normativa, yconservar los beneficios de los mercados desregulados”27. Se afirma que la legislación sobredesempaquetamiento (que conlleva el acceso libre) y la creación de mercados secundarios paranegociar capacidad28 han generado el marco para el desarrollo de mercados competitivos engas29.

El desempaquetamiento admite variantes, y sobre éstas se ha generado un fuerte debate. Ensíntesis, el debate se refiere a las ventajas y desventajas del desempaquetamiento “funcional” (elvigente 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 debeconvivir 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 accesoabierto y tratamiento igualitario por parte de los monopolistas propietarios de las redes. Estadoble obligación implica que el monopolio puede estar integrado verticalmente, pero debedesglosar los precios de los servicios que brinda (transporte, comercialización y otros) y de losbienes que comercializa (gas comercializado por el transportista, o producido en caso de unafirma integrada). En consecuencia, la firma integrada debe transar internamente en su firma, conlos precios que carga a terceros.

El desempaquetamiento operacional (DO), por su parte, determina que la operación de la red detransporte la asuma un operador independiente, quien debe asegurar el acceso abierto y el pricingtransparente, 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 tratodiscriminatorio), el DO impone una medida estructural, y configura una opción intermedia entrela desintegración de la propiedad y el DF, que se critica pues no elimina incentivos a discriminara 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 deun 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 inversorpotencial a distinguir entre los precios altos de transmisión por cuellos de botella en períodos depicos de demanda, de los precios altos resultado del ejercicio de poder de mercado. Por último, elincentivo a obstaculizar el acceso en el esquema de DF, podrá derivar en algún grado deobstrucción a la competencia en el mercado upstream, generando mercados upstream másconcentrados que con DO, con los consiguientes costos (como mínimo) de control por parte de laagencia antitrust. En ambos casos, no obstante, existe un rol relevante tanto para la autoridadregulatoria 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 cuestionarácuáles son los beneficios de la integración vertical en este mercado, y se argumentará que los mismos no tienen quever 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 laventa temporaria o permanente del derecho a un servicio de transporte y distribución en firme, y puede ser realizadapor 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 theevoluction of the US spot market for natural gas”, Journal of Law and Economics, vol XXXVII October 1994.

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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 lasconductas 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 porcláusulas “take or pay”; cuando se ha denunciado presión sobre los productores para que cambiensus precios o renegocien, violando las cláusulas “take or pay”, no se pudo mostrar perjuicio a lacompetencia) 30. Han existido casos por monopolización; en el caso Woods Exploration andProducing Co. V. Aluminum Co. Of America, Alcoa poseía un gasoducto que se utilizaba paratransportar gas desde el pozo hasta una planta de su propiedad, y para comercializar gas conterceros. Los denunciantes requirieron que Alcoa transportara su gas. Alcoa rechazó el pedido, ylos denunciantes comenzaron la construcción de otro gasoducto, que Alcoa logró obstaculizar. Sedictaminó que la conducta de Alcoa violaba la Sherman Act.

En el caso Consolidated Gas Co. V. City Gas Co (1987), un distribuidor minorista de GLPintentó ingresar en la distribución minorista de gas en algunas áreas del condado de Dade yBroward, 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 demercado en el mercado mayorista y minorista en el área geográfica relevante, y que habíaadquirido tal poder en virtud de un acuerdo territorial con otro distribuidor de gas natural. El casosostuvo que el acusado tenía la obligación de transar (bajo la doctrina de facilidades esenciales osegún el test de la “intención”). La sentencia dictaminó que el denunciante tenía derecho a recibirtanto el lucro cesante por el período en el que la conducta se llevó a cabo, y ordenó que eldistribuidor vendiera y transportara gas al denunciante, a precios razonables.

En Illinois ex rel. Hartigan v. Panhandle Eastern Pipe Line. Co. el estado, demandando en sunombre y en nombre de un grupo de usuarios residenciales e industriales, denunció a Panhandlepor monopolizar la venta de gas natural en el centro de Illinois, al rehusarse a transportar gasdirectamente adquirido de productores independientes por parte de distribuidoras. El argumentode Panhandle fue que de admitir el bypass comercial, la demanda de su gas caeríadramáticamente, exponiéndose sensiblemente debido a las cláusulas de “take or pay” en suscontratos. La corte halló que Panhandle no tenía poder monopólico sobre los usuariosindustriales, por la existencia de otros combustibles; además, encontró que dicha firma teníapoder 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 esteejercicio de poder de mercado. Sin embargo, se sostuvo que la insistencia de vender el gas segúnla 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 casospresentados no tuvieron éxito para los denunciantes. Por ejemplo, en Cayman Exploration Corp. v United Gas PipeLine Co., 873 F.2d 1357, se rechazó el reclamo que afirmaba que el gasoducto había violado la Sherman Act alrehusar 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 gasbajo contratos “take or pay” y presionó a los productores a renegociar esos contratos; no se pudo demostrar que elgasoducto tenía poder monopólico o que había tenido efectos adversos sobre la competencia en la compra y venta degas natural.

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el mantenimiento del poder monopólico y que en definitiva, apuntaba a reducir costos (evitandolos 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 existendiferentes (menos) incentivos a las conductas ineficientes: básicamente, no se puede evadir laregulación con los métodos de las firmas integradas32, y existen otros incentivos a impedir elacceso (si se admite la compraventa de gas por parte del gasoducto, existen incentivos aimpedir acceso; si no se admite, como en el caso argentino, no existen incentivos a impedir elacceso).

◊ Como las economías por integración vertical no surgen de la existencia de costos conjuntos, yla competencia en los mercados upstream y downstream puede proveer solución a algunos delos 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 integraciónvertical, tales como la eliminación de los costos de transacción. La separación es más costosaque el resto al momento de su aplicación, si se debe desintegrar una firma. Si estos costos sonmuy altos, un buen sustituto puede ser el desempaquetamiento operacional33.

◊ Es interesante rescatar parte de la experiencia internacional en este sentido: si bien en losEstados 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 comoresultado del mercado liberalizado) incrementa los riesgos del transportista cuando también espropietario del gas trasladado, se observa una tendencia a que los gasoductos ejerzanprimordialmente su función de transportistas, trasladando gas de terceros. La compra y ventade gas se lleva a cabo crecientemente a través de brokers, o directamente del productor, encontratos de largo y corto plazo.

◊ La desintegración evita los subsidios cruzados, lo que es beneficioso cuando los subsidios sonperniciosos en términos del bienestar.

◊ La separación vertical reduce la desventaja informativa que sufre el regulador cuando fijaprecios de acceso porque una firma de transporte separada tendrá sus propias cuentas (esdecir, la separación estructural implica, obviamente, la separación contable)

Discriminación de precios

De existir poder monopólico, la discriminación de precios tiene ciertas virtudes desde el puntode vista asignativo, pues puede culminar en mayores niveles de producción que el monopolio conprecio único. La discriminación de precios es una práctica posible aún con tarifas reguladascuando se admiten descuentos, y especialmente si las tarifas llegaran a tener “agua” (es decir,

31Esta opción implica la obligación de separación estructural si la firma está unida inicialmente32 Con ello, también se anula el incentivo a “capturar” al regulador que controla la información33 Este trade off entre costos de una y otra alternativa han sido considerados en la orden 636 de la FERC, y soncomentados en Economides, N. Y White L. 1994: “One way networks, two way networks, compatibility and publicpolicy”, derivándose de ello una recomendación en el sentido de aplicar la regla de la razón para el tratamiento decada proceso regulatorio.

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fueran aún más altas que las que impondría, sin regulación, el monopolio; esta opción es pocoprobable)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 deprice cap con chances de flexibilidad permite aumentar los beneficios sin perjudicar a losconsumidores (y esto sería siempre así en la medida que lo que se esté permitido sean losdescuentos), 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 lafirma con el objetivo de aumentar sus beneficios respetando el price cap aumenta sin dudas elbienestar (aumenta el excedente del productor y del consumidor, pues precios de Ramseypermiten maximizar el excedente del consumidor).

En el sector gasífero argentino, el price cap se diseña precio por precio, y se permiten hacerdescuentos. Se estaría ante una situación intermedia en cuanto a los beneficios de ladiscriminación: mejor que si no se permitieran los descuentos y peor que cuando la flexibilidadlleva a Ramsey.

En el caso británico, en 1988 la MMC detectó discriminación por parte de British Gas para losusuarios 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 dealgunos consumidores, y limitaría las chances de que esta firma compitiera con éxito frente a lasempresas petroleras. Sin embargo, se opuso a la política de discriminación, basándose en que esapráctica podría obstruir la entrada (“by relating prices to those of the alternatives available toeach customer, it places BG in a position to selectively undercut potential competing gassuppliers; this may be expected to act as a deterrent to new entrants and to inhibit thedevelopment of competition in the market”36). Esto es porque si existen precios muy bajos en elmercado, podría desalentarse la entrada de nuevos oferentes. Por ende, se recomendó laincorporación de provisiones específicas contra la discriminación de precios, a ser incorporadas ala licencia de BG. BG debe cobrar precios según las listas publicadas, y no se permite que hagadescuentos, a pesar de que las listas no están reguladas.

Múltiples autores con gran expertise en el tratamiento antitrust, han afirmado que ladiscriminación de precios es la principal figura anticompetitiva a tener en cuenta cuando unsector regulado (por ser monopólico) constituye un insumo esencial en un sector no regulado porcompetitivo. Heimler y Saba (1995)37 afirman que “este tipo de discriminación constituiría unabuso de posición dominante”

Con todo, se destaca que con regulación price cap, la discriminación de precios se puede ejercertambién 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 puedadiscriminar por otras vías.35 7000 metros cúbicos por año36Dictamen de la MMC de 198837 Alberto Heimler y Paolo Saba: “Role and enforcement of competition policy in regulated sectors”, OCDE.

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Argentina, en el caso de las distribuidoras, pues las tarifas del transportista son iguales para todoslos clientes, excepto por el factor de carga38), o puede originarse cuando la empresaconcretamente cobra sus servicios a su cliente, según sea la demanda de este cliente, a través delotorgamiento de descuentos.

Para el caso argentino como para el británico, se ha señalado que los patrones de tarifas luego dela privatización favorecieron ampliamente a los grandes usuarios industriales en relación a loscomerciales y residenciales; la estructura de precios resultante revelaría algún grado dediscriminación de precios, como también las presiones competitivas relativas de sectores quepotencialmente podrían desregularse en un plazo reducido, y/o la influencia de las presionessectoriales.

Según Heimler39, en los casos en que el precio cargado por un servicio atiende la regulación, perosimultáneamente afecta las reglas de competencia, las autoridades en defensa de la competenciadeberían ser libres de intervenir para restablecer condiciones de competencia. Para la prácticaaquí comentada, cabe esta recomendación siempre y cuando se pueda comprobar que la prácticadiscriminatoria 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 monopoliode alcance local, que debe estar regulado. Por ello, casi no existe experiencia antitrust en esteámbito en los Estados Unidos. Sin embargo, debido a la aparición del comercializador quecompite con estos ex monopolios locales, el tema de la fusión entre distribuidora local y elcomercializador 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 elregulador 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 minoristade utilities de electricidad y gas. Nunca existieron sanciones.

* Cuando un insumo es requerido en algún proceso productivo (por ejemplo, el gas para algunasgeneradoras de energía), existiría la posibilidad de que una fusión vertical que integre las etapasmonopólicas (ahora “upstream”) de transporte y distribución de gas con la producción del bienque utiliza el gas como insumo (siguiendo el ejemplo, el generador de electricidad), determine sucontrol sobre el mercado de generación térmica de electricidad. A este tipo de fusiones se lasdenomina “convergence mergers”. En este caso una adquisición daría lugar a tener informaciónsobre los costos de los competidores; incluso, se podría elevar los costos de este insumo esenciala sus rivales. En vez de tener en cuenta los costos propios para imponer precios, la utilityeléctrica 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 El factor de carga es el cociente entre la demanda promedio y la demanda en el pico.39 Heimler, op.cit.

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natural, en el que FERC juzgó la fusión entre Enova y Pacific Enterprises, problemática por estemotivo.

* Cuando un proveedor de gas debe negociar con un generador térmico (se destaca que en estoscasos 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, yconoce a qué precio del gas va a “entrar al sistema”40. En tanto la regulación de la tarifa lopermita, 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 (yno fuel oil) permitiría mejorar la posición negociadora del proveedor de gas (ya sea eldistribuidor, o el tranportista en caso de bypass), por lo que se generan incentivos para la firma decontratos a largo plazo, o la tendencia a la integración verticalEn Argentina, entre 1993 y 1995 se pusieron en funcionamiento 9 centrales térmicaspertenecientes a grandes usuarios o distribuidores de electricidad (entre ellas, Central Puerto).Ultimamente, se están poniendo en funcionamiento varias centrales vinculadas a importantesproductores de gas natural: El Bracho, en Tucumán, perteneciente a Pluspetrol, verticalmenteintegrada 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 proveedorde gas).

• Bridas y Astra han anunciado una inversión conjunta para la renovación total de la centraleléctrica de Dock Sud, que implica la compra de un turbogenerador a vapor, alimentado agas, y dos turbogeneradores a gas. El consumo de gas será abastecido por los yacimientospropios 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 tantoreciba por ello un retorno razonable, en general se requiere a los demandantes de tal aumento encapacidad, el pago de la tarifa más una contribución. Como para unir el pozo con la central sedebían cubrir 600 km. Pluspetrol decidió abonar esta contribución; pero debido al acceso abiertosurge el problema del oportunismo una vez construido el gasoducto. También el productor podríaconstruir 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 gases que, debido a los altos costos de inversión que exige la extensión de las redes residenciales, losproductores y distribuidores de gas han estimulado el consumo del segmento de los grandesusuarios. 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 centraleshidroeléctricas. Cuando hay baja hidraulicidad de las represas, se motoriza la utilización de las centrales térmicas, yen consecuencia, del gas natural.41 En este aspecto, se ha planteado un debate sobre cuáles son los mejores métodos para incentivar la inversión entransporte. Las alternativas son el método “incremental” y el “roll in”. Este es un problema regulatorio, y no dedefensa de la competencia, aunque la afecta a través del problema de acceso libre. En Argentina los productorespueden construir sus propios gasoductos, según la ley de hidrocarburos.

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menores y de la realización de inversiones en el área de generación eléctrica, como se vio másarriba. En este sentido, se ha buscado estabilizar el consumo de gas como combustiblereemplazando en forma permanente al fuel oil.

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III. LAS VENTAJAS DE LA INTEGRACIÓN VERTICAL: ¿QUÉ SE PIERDE CON LADESINTEGRACIÓN DE LA INDUSTRIA?

Una de las conclusiones que se pretende avalar con este trabajo, es que las ventajas de laintegración vertical en el mercado del gas provienen no de la existencia economías de alcance, nisiquiera por la existencia de costos conjuntos en algunas actividades42, sino de las ventajas deeste tipo de integración versus los contratos de largo plazo. Si las ventajas de los contratos delargo 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 enmateria 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 monopoliossucesivos y por afectar la inversión en transmisión. La cuestión de cómo la desintegración afectala inversión es un tema lo suficientemente complejo en sí mismo como para dedicarle un estudiopropio, aunque ya se ha aludido a los problemas de inversión que sufren los productores yconsumidores en el caso argentino, tanto en el sector gasífero como en otros en los que se haobligado la separación.

En materia de “monopolios sucesivos”, se ha argumentado que la separación trae aparejada ladoble marginalización. En realidad, hay una primer distinción respecto del caso habitual de doblemarginalización: como los precios de las dos etapas monopólicas (distribución y transporte) estánregulados, se supone que la regulación evita el margen del monopolista, por lo que la doblemarginalización no podría darse. En caso de que la doble marginalización fuera posible, habríaincentivos por parte de la firma upstream (el gasoducto) a fijar los precios de reventa aldownstream (distribuidor), a fijar cuotas, o a exigir franquicias (en todos los casos, para que eldistribuidor viera reducida su capacidad de ejercer su poder de mercado, y con ello no afectaralos beneficios en la etapa upstream). En el caso argentino no se ha observado ninguna tendencia aaplicar estas prácticas. Obviamente, en caso de existir la doble marginalización, también habríaun 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 doblemarginalización, la desintegración estaría generando una pérdida por generar doblemarginalización, tanto de excedente a los consumidores como a los productores. No obstante, esposible que las ventajas que se logran en materia de eliminación de incentivos para imponerprácticas 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 talcaso la ventaja sería muy reducida. Green y Newbery (1993) afirman que cuando se desintegra la firma, como losprecios se hacen más transparentes, las decisiones de inversión en cada etapa dependerá de los predicciones sobreprecios futuros. Si estos precios no son eficientes desde el punto de vista social, podrán llevar a tomar decisiones deinversión ineficientes.

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doble marginalización: el transportista no pueda comprar gas (con lo que desaparecen losincentivos a impedir el acceso) y el distribuidor sí puede, reduciendo en gran medida costos detransacción 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 planteamientobásico surge en tanto las diferentes etapas de un proceso productivo pueden llevarse a cabo enuna firma integrada, o varias firmas desintegradas que operan entre sí con contratos o enmercados spot. La integración vertical es una forma extrema de contrato de largo plazo, quemejora el problema de los contratos incompletos (es decir, de los contratos que no pueden prevertodas las contingencias). En el sector gasífero se ha observado, antes de la última oladesregulatoria, la prevalencia de firmas integradas verticalmente, o firmas separadasconfeccionando contratos a largo plazo. Sólo en los últimos años han surgido mercados spot y defuturos, por ejemplo, en los Estados Unidos.

Existen fuertes argumentos que sostienen que el acceso abierto ha eliminado gran parte de losincentivos a los contratos de largo plazo (y con ello, también a la integración vertical), y que elfenómeno de la aparición de mercados spot y de futuros es sostenible. En el caso de los EstadosUnidos, luego de la desregulación (i.e., el desempaquetamiento), se observa una persistentetendencia, primero, a la reducción de los plazos de estos contratos, y luego a su virtualdesaparición43. Además, se observa la aparición de cláusulas del tipo market out, que ligan loscontratos a la performance de los mercados.

La lista de motivos que justifican en el mercado del gas, la integración vertical o los contratos delargo 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 acabo 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 hanincorporado cláusulas de renegociación, o que permitieran ajustar el acuerdo a las condiciones del mercado. Porejemplo, se citan las cláusulas denominadas “market out”, que permitían que el gas no fuera despachado por elgasoducto 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 tantodesaparezca la regulación, desaparecerán los incentivos. Por ejemplo, si la regulación no permite la integraciónvertical, 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 lohacía en el pasado. Las consideraciones técnicas necesarias para analizar este punto en detalle, superan el objetivo deeste trabajo.

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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 noes adecuado referirse a un “precio internacional” del gas, pues existen diferencias regionales quetienen relación con la estructura de la industria, su grado de integración vertical y horizontal y lascondiciones de los contratos a largo plazo, entre otros factores, que inhiben la convergenciainternacional e incluso entre regiones, de los precios; se suma a esto que las regulaciones sonmuy diferentes por país.

Aún en el caso de los Estados Unidos y Canadá, que presentan características de mercadosbastantes integrados, ha sido común señalar la imposibilidad de determinar precios spot y futurosrepresentativos para cualquier área de producción o puerta de entrada a grandes ciudades: porejemplo, en abril de 1990 se autorizó la cotización de mercados de futuros en gas natural depetróleo en la Bolsa de New York (que resultó ser el contrato de más rápido crecimiento en lahistoria de esa Bolsa), pero en mayo de 1995 la FERC debió aprobar un segundo contrato afuturo que se transa en la Bolsa de Kansas, luego de comprobar que el primero no era útil paratodo el mercado norteamericano, incluyendo las importaciones desde Canadá. Por ello, sesubraya la cautela que hay que tener para juzgar la competitividad en un mercado, basado en losprecios de otros.

Este problema surge debido a la falta integración (física) entre los mercados, por lo que es elarbitraje “completo” de precios ha sido tradicionalmente impracticable.

De Vany y Walls (1995)46 intentan detectar los cambios que ha generado la desregulación en esteámbito de análisis en los Estados Unidos. Para ello, estudian la evolución de la distribuciónespacial de los gasoductos desde la instauración del régimen de acceso abierto en mercadosestadounidenses interconectados, y sostienen que la dinámica de los precios del gas estuvofuertemente influida por esta performance, en la que también ha incidido la aparición de “centrosde mercadeo” para el gas y el transporte en los lugares donde los gasoductos se intersectaban o seacercaban, de modo tal que su conexión fuera económicamente viable.

La interconexión de los mercados con acceso abierto ha venido permitiendo, no obstante, que losmercados sean desafiables desde cualquier localización de la producción, mejorandosustancialmente las posibilidades de arbitraje exitoso. El estudio de estos autores, referido a losprecios spot del gas natural en 20 mercados espacialmente separados, les permite concluir que laintegración 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 habíancointegrado, revelando que el acceso abierto había aumentado la competitividad en los mercadosde gas.

46A. de Vany y W. D. Walls. “The emerging new order in natural gas: markets versus regulation” (1995)

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El acceso abierto, además, dio lugar a conductas del tipo “hit and run”, que hacen al mercadodesafiable, debido a que se ha atomizado la compraventa de gas, y se negocia activamente lacapacidad de transporte interrumpible.

Con la desregulación, como los precios spot son volátiles, el mercado de futuros puede promoverla eficiencia al permitir a los usuarios y oferentes de gas hedgear el riesgo de cambios en losprecios. El precio futuro del gas puede alejarse del precio spot para compensar a los inversorespor su riesgo sistemático Un contrato de futuros permite a vendedores y compradores acordarprecios futuros, aún en un contexto de mercados spot volátiles. Asimismo, al hedgear el riesgocon 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 sacarventaja de esa irreversibilidad ofreciendo un precio que sólo cubra los costos variables deproducción, sin permitir recuperar la inversión. Esta situación se agrava en mercadosmonopsónicos u oligopsónicos. En el caso de la producción de gas, que también requiere altoscostos hundidos, la existencia de un único comprador (el gasoducto) daría lugar el ejercicio depoder monopsónico y no permitiría recuperar los costos irreversibles para el productor. Elproductor descontaría este comportamiento por parte del transportista, y decidiría no invertir en elsector (en perjuicio de toda la sociedad) o decidiría llevar a cabo la inversión, pero con menorintensidad de capital que la que sugerirían los precios relativos de los factores. El gasoductoenfrenta la misma situación, pues también hunde inversión, cuando enfrenta a productoresmonopólicos 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 partedel gasoducto y/o la admisión del bypass comercial

• Se limita el poder oligopólico de los productores frente al gasoducto, liberalizando el sectorproductivo en un mercado (al menos, potencialmente competitivo)

• Se limita el poder monopsónico de los distribuidores frente al gasoducto al admitir el bypassfísico (sortenado la distribución física) o comercial (no elude la distribución física, pero selimita 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, lacausa de los contratos de largo plazo, inclusive en la industria del gas47. Para el caso inglés, se haargumentado 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.

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resultado fue que sólo a través de contratos a largo plazo se incentivó la inversión en laproducción. La aparición de competencia redujo el plazo de los contratos como dio lugar a laaparición de mercados spot.

Risk sharing:

Algunas de las cláusulas de los contratos de largo plazo en el mercado del gas, han servido paraasignar riesgos asociados a las fluctuaciones de precios, a la exploracion y explotación, etc. entreel productor y el transportista, pudiendo en mercados no competitivos, trasladar el riesgo haciaabajo, 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 esacantidad 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 tambiéncontratos de área por los que el gasoducto acordaba adquirir todo el gas que el productor podríaencontrar en una determinada área. Por otro lado, con los contratos los gasoductos se asegurabanun flujo cierto de gas, y se protegían de los riesgos asociados a la compra spot; por ejemplo, losacuerdos que incluyen cláusulas del tipo “market out”, protegen a los gasoductos por contratos decompra 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

• Como los transportistas pueden actuar como tales, y no necesariamente como revendedoresde 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 depozo).

• Los productores pueden confeccionar contratos forward de largo plazo con usuarios finales ocompañías distribuidoras, lo que es posible dado el acceso abierto.

• Los productores, distribuidores locales, usinas y otros usuarios industriales pueden llevar acabo 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 deajuste, podrá hedgear el riesgo de un precio spot creciente “yéndose largo” en el mercado defuturos.

• Los gasoductos, las compañías de distribución, y los clientes industriales almacenan gassegún sea su “convenience value”, que puede ser reflejado en los precios futuros.

48 Con esta cláusula el productor soporta el riesgo de exploración y explotación, y el comprador (gasoducto) soportatodo el riesgo asociado con el mercado (es decir, el riesgo de que el producto no pueda ser vendido). Si la cláusulatake or pay la pacta el dueño de un caño (por ejemplo, el distribuidor) con el productor, en un contexto en que noexiste (legalmente) el bypass, el riesgo de “mercado” asociado es más bajo que cuando el bypass es posible. Alaparecer el bypass, con contratos (de largo plazo) con take or pay, inflexibles, estos costos de la distribuidora sonpasados al consumidor cautivo.

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Sin dudas, esta chance de asegurarse con otros medios contra los riesgos ha dado lugar a reducirlos requisitos de plazos prolongados en los contratos, y con ello, los beneficios de la integraciónvertical.

Costos de transacción:

Estos costos incluyen los costos de búsqueda y de negociación. Los contratos de largo plazopueden 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 hareducido los costos de transacción entre gasoducto y productor.

La literatura ha examinado varias características de los contratos de largo plazo: por ejemplo, lapropiedad de las líneas de captación, las provisiones take or pay, y las provisiones de ajuste deprecios; su hallazgo es que son los costos de transacción (antes que la regulación, el poder demercado o el riesgo) los que explican estas cláusulas. Por otro lado, en la medida que los activosse hacen específicos, la ganancia potencial del oportunismo (por ejemplo, la extracción de rentapor 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 mercadosdonde existen activos específicos) para negociar los contratos; si los costos de transacción estánasociados a los de negociación en un monopolio bilateral, la apertura a la competencia con accesoabierto elimina en gran medida estos costos, en tanto surgen mercados spot que brindan laposibilidad 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 permitereducir costos de transacción en contratos de largo plazo. Así, los contratos se estandarizan y sonmás fácilmente transferibles; las firmas pueden armar portafolios de contratos que reflejen susnecesidades, sin atarse a contratos forward multiperiódicos.

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IV. EL CASO ARGENTINO. ALGUNAS CONSIDERACIONES DESCRIPTIVAS.

Marco Regulatorio

Hasta 1992, la actividad de transporte y distribución de gas natural era llevada a cabo enlaArgentina por la empresa Gas del Estado, que adquiría el 90% del fluido a YPF y el resto loimportaba desde Bolivia y lo compraba a algunos productores privados nacionales. Hacia juniode 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 ydistribución, a los que cataloga como “servicio público nacional”. Además, parceló a Gas delEstado en un conjunto de compañías de transporte (dos)49 y distribución (ocho)50 a ser vendidas aoperadores 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 ley17319 (Ley de Hidrocarburos), y el Ministerio de Economía estará encargado de fijar un valor detransición para el gas natural en boca de pozo, luego de lo cual, se negociaría libremente. Elprecio del gas se desregula efectivamente con el decreto 2731 el 1/1/94. Este decreto tambiénafirma que constituye “un deber irrenunciable del estado asegurar la existencia de un mercadocompetitivo cuyas condiciones permitan la formación de precios óptimos para beneficio de losconsumidores”; 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; serefiere al precio en el punto de ingreso al sistema de transporte, y apunta a compensar los costospor explotación, delimitación de reservas y compresión del gas. El ENARGAS debe promovertambién la competencia en esta etapa.

Se consideran transportistas a las personas jurídicas del derecho privado que, habilitadas porconcesión, licencia o permiso (por 35 años), condujeran gas desde el punto de ingreso al sistemahasta su recepción por parte de distribuidores, almacenadores o grandes consumidores. Lostransportistas no pueden comprar ni vender gas, con excepción de las compras que hagan paraconsumo propio. La retribución del transportista está regulada52. La tarifa, reconoce dos variantesde acuerdo a la modalidad del servicio: transporte en firme (otorga abastecimiento prioritario aldistribuidor que lo suscribe, no pudiendo interrumpir el suministro del fluido mientras dure elcontrato 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 detransporte, 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 conectanel sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios. Como se comenta más abajo, existe laexcepción 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 detransporte en el mediano plazo

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interrupción del servicio, cuando se avise con la debida antelación, a la sola opción de ladistribuidora. A fin de evitar la integración vertical en la cadena gasífera, los transportistas nopodrán acceder a la distribución, producción, almacenaje ni podrán ser transportistas losconsumidores que contraten directamente con los productores.

El transportista facturará los cargos por la reserva de capacidad de transporte, los cargos porvolumen transportado bajo el servicio de transporte interrumpible, los cargos por servicio deintercambio y desplazamiento, entre otros cargos (por ejemplo, multas por entregas menores omayores a las autorizadas)

El transportista está obligado a permitir el acceso a sus instalaciones y servicios sobre una baseno discriminatoria; los costos directos o indirectos de la instalación serán soportados por quienrequiera la interconexión. Sin embargo, este acceso libre no implica que se pueda exigir altransportista una amplicación de sus instalaciones. El transportista está obligado a transportar gasen tanto la capacidad existente en el gasoducto lo permita, de conformidad con las modalidadesdel servicio a contratar

El transportista podrá en forma discrecional, reducir sus tarifas reguladas, pero la reducción sedeberá realizar para todos los que contratan en los mismos términos. La reducción no se puederealizar por prestar un servicio (si el firme sale lo mismo que el interrumpible, siempre le van acomprar 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 deconsumo, dentro de una región determinada. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funcionescon instalaciones permanentes. Pueden contratar directamente con productores ocomercializadores, pero no les está permitido el control de las firmas transportistas, ni serproductores o almacenadores. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contratendirectamente 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 mínimab. 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 serviciode gasc. General G (SG-G): Servicio para uso no doméstico en donde el cliente ha celebrado uncontrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima, la cual en ningún caso puede serinferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un añod. 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 serviciode gas que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m3 y un plazo contractual nomenor 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 encaso de que se decidiera preservar alguno de ellos, el estado deberá explicitar los mecanismos presupuestarios através de los que el Tesoro resarcirá al distribuidor privado por los quebrantos ocasionados.

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• FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es unaestación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de serviciode gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m3 y un plazocontractual 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 dedistribución de una distribuidora con un grupo de usuarios (excepción hecha para el SDB dela ciudad de Paraná, conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Paraoperar 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 naturalcomprimido para uso como combustible para automotores y cuenta con un medidorindividual separado.

• FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es unaestación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de serviciode gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000 m3. Este servicio está disponiblepara cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contratosobre 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 unsubdistribuidor. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 m3 por año, yun 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 cargopor m3 consumido. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad; elusuario sólo paga por los m3 consumidos.

Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora, uncambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada, corregido por el factor decarga, que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en losúltimos doce meses previos al ajuste, y el consumo pico diario de la categoría en cuestión, en elmismo período.

Las compras que efectúen las distribuidoras están sujetas a las especificaciones del art. 3 inc a, 38inc c y 52 inc d. Ellos determinan que la tarifa del gas a los consumidores incluye el precio en elpunto de ingreso al sistema de transporte (ciñéndose a la regla del passthrough). El precio deventa del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de suadquisición (que podrá incluir elementos adicionales al del precio del gas percibido por losproductores). El ENARGAS podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores, sideterminara que los precios acordados exceden a los negociados por otros distribuidores ensituación equivalente a juicio del ente. El decreto 1738/92 aclara que las variaciones del precio deadquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final de modo que no se produzcan ni beneficiosni pérdidas para los transportistas ni el distribuidor (dos veces por año). El ente debe tomar encuenta todas las características de las operaciones de las distribuidoras, no simplemente el criterioautomático del menor costo. Si se revisan contratos, no obstante, no se deberá vulnerar laconfidencialidad. En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partesindependientes, serán considerados justos y razonables. El impugnante soportará la carga de laprueba del exceso injustificado. Aunque se impida el traslado, el contrato seguirá vigente

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La contratación del servicio de transporte en firme implica, por parte de la distribuidora, el pagode un cargo por reserva de capacidad, que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos quese esperan transportar en el transcurso del año. El coeficiente entre la capacidad contratada y laefectivamente utilizada, es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme. Laconstrucción de plantas de almacenamiento podrá disminuir las reservas de capacidad y mejorarla eficiencia en el uso de la capacidad de transporte disponible.

Tanto los transportistas como los distribuidores están obligados a permitir el acceso libre eindiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemasque no esté comprometida para abastecer la demanda contratada, en las condiciones convenidaspor las partes. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a susinstalaciones, excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Los transportistas ydistribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde lasolicitud.

El gas natural que se inyecte en los sistemas de transporte y distribución deberá reunir lasespecificaciones dispuestas en la reglamentación referida a la materia.

Se legisla la figura de la comercialización, que prevé la aparición de brokers que intermedien enla compraventa del gas. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta deterceros. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañíasde transporte o de distribución.

Cualquier consumidor podrá convenir la compra de gas natural directamente con los productoresy comercializadores. Si lo hicieran con los primeros, no podrán controlar firmas transportistas odistribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor. Los consumidores quehagan uso del derecho de adquirir el gas directamente, y que utilicen instalaciones deldistribuidor, 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 aotros consumidores. Si contratan directamente con el productor, podrán construir, a su exclusivocosto, sus propios ramales de alimentación.

Las cláusulas que determinan la separación de la industria, se refieren al control empresario. Encaso que una empresa participe en varias actividades, sin llegar al control (que está prohibido), elENARGAS 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 losconsumidores será el resultado de la suma del precio del gas en el punto de ingreso al sistema detransporte, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución. En los pliegos de condiciones de laslicitaciones para transporte y distribución se fijan tarifas máximas (price caps), sujetas a ajuste

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por el ENARGAS con elementos que propicien la mejora en la eficiencia (factor X)54, sin ir endesmedro de las inversiones (factor K)55. Cada cinco años el ENARGAS revisará el sistema deajuste de las tarifas. Los primeros cinco años el factor fue cero. Por las licencias, las tarifas soncalculadas en dólares y convertidas en pesos al momento de su aplicación. Las compañíaspodrían fijar tarifas menores al price cap, pero deberán siempre recuperar todos los costos. Lostransportistas y distribuidores podrán reducir total o parcialmente la rentabilidad contemplada ensus tarifas máximas, pero en ningún caso podrán dejar de recuperar sus costos. En ningún casolos costos atribuibles al servicio prestado por un consumidor podrán ser recuperados mediantetarifas cobradas a otros consumidores.

Los precios tope a cobrar por las distribuidoras se fijan por tipo de usuario. En esto se distinguede las corrientes más comunes de fijación de price cap, que pueden fijar el tope a un promedioponderado de precios en caso de que la firma produzca múltiples bienes (en este caso, se podríaargumetnar que se producen diferentes bienes según sea el usuario que lo recibe), o al ingresoproveniente de la comercialización del bien o bienes producidos (en este caso, se requiere unaunidad 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 ellosdescalificados por el ente56

A partir del nuevo marco tarifario, el estado adoptó diversas medidas fiscales para suavizar elimpacto de los aumentos más severos. Fue suprimido el Impuesto a la Transferencia del GasNatural, y se decidió no incrementar la tarifa en la Patagonia Sur (Chubut, Santa Cruz y Tierradel Fuego; 7.5% de los usuarios residenciales), a través de un subsidio explícito a la distribuidorarespectiva. 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 operencon eficiencia, contemplando que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgocomparable, y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de losservicios

El ENARGAS es un organismo autárquico con las siguientes facultades de control sobre laindustria: 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 cuentala revisión tarifaria quinquenal. El nivel de rebaja tarifaria osciló entre el 4.4 y el 4.8% según la distribuidora, llegó a6.5% 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 serrecuperadas mediante tarifas vigentes. Como este factor conduce a la elevación de las tarifas por programas deinversión, se deberá probar que los mismos benefician a la mayoría de los usuarios del sistema de transporte ydistribución.56 Los ajustes previstos a la tarifa inicial son a) periódicos y de tratamiento prestablecido (ajuste por variaciones enlos indicadores del mercado internacional, el PPI de los Estados Unidos, se llevan a cabo en julio y enero de cadaaño, 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)

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máximos y cláusulas de ajuste en las operaciones de transporte y distribución; resolución decontroversias entre operadores y aprobación de proyectos de expansión. El ENARGAS controlalas tarifas, la calidad del gas natural, las inversiones obligatorias, los procedimientos demantenimiento y seguridad, los reclamos, la facturación basándose en información de laslicenciatarias y sus inspecciones. Asimismo, debe debe establecer las bases para el cálculo de lastarifas de las habilitaciones a transportistas y distribuidores,

El nuevo marco autoriza las importaciones de gas natural sin necesidad de aprobación previa. Lasexportaciones deberán ser autorizadas por el Poder Ejecutivo (en la medida que no se afecte elabastecimiento 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 lacompetencia, que sustituirá la ley 22.262 del año 80. Esta nueva ley reforma el rol antitrust de losentes reguladores de los servicios públicos; aunque dependiendo del sector regulado, la reformaha sido más o menos sustancial. En efecto, como se verá a continuación, el rol de agente antitrustdel ENARGAS dispuesto por la ley 24076 y los decretos o resoluciones posteriores, nocontradecía las disposiciones de la ley 22.262. En este ámbito, el sector gasífero fue unbeneficiado respecto de sus análogos regulados de la economía argentina: en electricidad otelecomunicaciones 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 ley24076 se establecía como objetivo de la regulación “promover la competitividad de los mercadosde oferta y demanda de gas natural”. Cuando se hacía referencia a los sujetos activos de laindustria, se refería a los agentes económicos involucrados en los tramos a regular y en loscompetitivos.

El art. 23 determinaba que los transportistas y distribuidores no podrán realizar actos queimpliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado. El art. 34limitaba la propiedad y el control de las firmas involucradas en cada etapa, aludiendo enconsecuencia a los problemas competitivos que podrían surgir como resultado de la integraciónvertical.

En el art. 52 se determinaban las facultades y funciones del ENARGAS, estableciendo en el incd), como facultad, “prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas o indebidamentediscriminatorias entre los participantes de cada una de las etapas de la industria, incluyendo aproductores y consumidores, y dictar las instrucciones necesarias a los transportistas ydistribuidores 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, asícomo con todo tipo de terceros interesados, ya sean personas físicas o jurídicas, con motivo delos servicios de captación, tratamiento, transporte, almacenamiento, distribución ycomercialización de gas, deberán ser sometidas en forma previa y obligatoria a la jurisdicción delEnte”.

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El decreto que reglamenta la ley 24076 (1738/92) establece en su art. 23, que el ente tendrácompetencia administrativa inicial para entender en las denuncias por competencia desleal oabuso de posición dominante en el mercado por parte de transportistas y distribuidores. Todadenuncia recibida por las autoridades de aplicación de las leyes 22802 y 22262, referentes aprestadores 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 dedecisión 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 podríainterpretarse, por el artículo 14 de la mencionada ley, que el presidente de la CNDC estádesignando un delegado que tendrá a su cargo la instrucción (en tanto los delegados instructoressean 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 supropuesta de decisión, al órgano administrativo competente que resolverá (la CNDC). El entepodrá establecer criterio que determinen reglas generales de actuación. Cuando proyecte dictar unacto de alcance general haciendo aplicación del art. 23 de la ley, deberá publicar su proyecto yotorgar un plazo a los interesados para presentar sus observaciones al respecto. La regulación delente comienza a partir de que el gas es inyectado al gasoducto; no regula a los productores, que sipresentan 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 elENARGAS. Si bien el art. 65 de la ley 24076 establece la aplicación de la Ley de ProcedimientoAdministrativo, 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 procedimientoestablecidas en la ley 22.262 y las de procedimiento penal cuya aplicación supletoria prevé dichaley en el art. 43.

En materia de adquisiciones y fusiones, las limitaciones de la 24076 son una manera de controlarestas operaciones.

La ley promulgada en 1999 establece en su artículo 3 que a sus disposiciones quedan sometidastodas las personas físicas y jurídicas, públicas o privadas, con o sin fines de lucro que realicenactividades económicas en todo o en parte del territorio nacional. Queda claro de este artículo quelas empresas de los sectores regulados serán objeto de esta ley, y no de otras, aunque se refieran ala regulación específica de los mercados en los que actúan.

El art. 59, para despejar dudas, establece que la nueva ley deroga toda atribución de competenciarelacionada con el objeto y finalidad de la ley (la “defensa de la competencia”), otorgada a otrosorganismos 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 elámbito nacional, han sido (utilizando una definición no amplia de la defensa de la competencia)casi nulos.

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V. SINTESIS Y DELINEACION DE ÁREAS FUTURAS DE ESTUDIO

De este trabajo se pretenden obtener algunas conclusiones básicas en materia de política decompetencia en sectores regulados, que sienten las bases para nuevas investigaciones referidas aeste 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 tantolas especificidades del sector aludido, sino el objetivo que prima para su aplicación: laeficiencia económica

! De ser así, el tratamiento por sector de la defensa de la competencia debe tener una ópticaoperativa, 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 ygeográfico. El recomendable tratamiento caso por caso en los problemas antitrust echa portierra la posibilidad de definir conductas anticompetitivas ex ante, estrictamente en el marcode sectores o coyunturas particulares.

! Ilustrándose con el sector gasífero, se han introducido tres puntos clave en la temáticaantitrust de los sectores regulados: el acceso a la infraestructura monopolizada, los efectos dela regulación en materia de integración o desintegración vertical y la discriminación deprecios. 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 laposible generación de incentivos perjudiciales en materia de inversión.

- la introducción de competencia vía la desregulación puede acarrear los beneficios que, seteme, se podrían perder con la obligación de desintegración (por ejemplo, la posibilidadde completar contratos incompletos que permitan el risk sharing). Un ejemplo de que estopuede ser así es la aparición de mercados de futuros en los Estados Unidos, en uncontexto 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, sopesandopros y contras

! El caso argentino de regulación del sector gasífero incorpora múltiples elementos deseablesdesde la óptica antitrust, aunque no han sido contemplados plenamente los efectos sobre lainversión de la obligación de desintegración vertical en un contexto de acceso abierto.Adicionalmente, la delimitación de jurisdicciones entre ente y agencia antitrust se juzgaconveniente, en tanto promueve que la regulación la lleve a cabo el regulador, y el juiciosobre promoción de la eficiencia de las conductas lo lleve a cabo la agencia especializada.

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Serie Textos de Discusión CEERPara solicitar alguno de estos documentos o suscribirse a toda la Serie Textos de DiscusiónCEER, 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 03/1999 en teoría de la regulación

2 Stiglitz, Joseph The Financial System, Bussiness Cyclesand Growth 03/1999

3 Chisari, Omar y The Needs of the Poor in 03/1999Estache, Antonio Infraestructure Privatization

The Role of Universal ServiceObligations. The Case of Argentina

4 Estache, Antonio y Estimación de una frontera de 04/1999Martín Rossi costos estocástica para empresas

del sector agua en Asia

5 Romero, Carlos Regulaciones e inversiones en el sector 05/1999eléctrico.

6 Mateos, Federico Análisis de la evolución del precio 06/1999en el Mercado Eléctrico Mayoristade la República Argentina entre 1992y 1997.

7 Ferro, Gustavo Indicadores de eficiencia en agua y 07/1999saneamiento: el caso de Aguas Argentinas.

8 Balzarotti, Nora La Política de Competencia Internacional 09/1999

9 Ferro, Gustavo La experiencia de Inglaterra y Gales enmicromedición de agua potable 09/1999

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CEER Working Paper SeriesTo 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 03/1999in Regulation Theory

2 Stiglitz, Joseph Promoting Competition in 03/1999Telecommunications

3 Chisari, Omar Winners and Losers from Utility 03/1999Estache, Antonio and Privatization in Argentina: LessonsRomero, Carlos from a General Equilibrium Model

4 Rodríguez Pardina, Martín Efficiency Measures and Regulation: 04/1999and Martín Rossi An illustration of the Gas Distribution

Sector in Argentina

5 Rodriguez Pardina, Martín Consistency Conditions: Efficiency Measures for theRossi and Christian Ruzzier Electricity Distribution Sector 05/1999

in South American

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