1 Reflexiones sobre la fijación (determinación) del precio del gas en boca de pozo Fernando Navajas ANCE-FIEL-UBA-UNLP UCES, Septiembre 22, 2016

2 ¿De qué hablamos? Distinguir entre lo positivo y lo normativo Economía positiva (o del ser) – Explica el cómo (y el porqué) se determina el gas en boca de pozo en la práctica. – Explica el equilibrio observado Economía normativa (o del debe ser ) – Explica cómo se debería determinar el precio – Explica las propiedades del “mejor” equilibrio posible desde la óptica de la política pública

3 4 regímenes que pueden leerse desde una perspectiva positiva o normativa Pre 1960-1992: régimen de precio de transferencia Gas del Estado-YPF – Por debajo de los costos de largo plazo, aproximaba a 0.90 dólares MMBTU al fin del período. Precio uniforme (no discriminado). Importaciones a precios más altos según fórmula de ajuste con Bolivia. 1992-2001: régimen de la ley 24065, “aparentemente” (legalmente) desregulado – Alineado a los costos, fijado en aprox 1.30 dólares en Neuquina con oligopolio concentrado y en condiciones de exceso de oferta (Precio uniforme no discriminado). Con traslado a tarifa NO automático en la práctica (Audiencias !!!!!). Exportaciones a precio no discriminatorio según contratos. 2002-2015: régimen de comando y control de fijación directa. – Fijado inicialmente en pesos a aprox 0.5 dólares equiv y siempre debajo de costos. Con una estructura discriminada entre oferta y demanda (bloques de consumo, áreas de consumo, variaciones de consumo (ahorro) respecto a año anterior, etc.) 2016- : régimen de fijación de sendero convergente a valor de LNG de período base – Fijado inicialmente en 3.40 dólares MMBTU, con una estructura discriminada pero que intenta ser convergente a precio uniforme. Preserva estructuras discriminadas en la transición por área, bloque de consumo y mecanismo de ahorro respecto a año anterior. Importaciones a precios más bajos (Bolivia) o similares (LNG). Sin mecanismos de mercado o subasta tanto para importaciones como para mercados doméstico.

4 Economía positiva de la determinación del precio del gas en 2016 Primer enfoque/plan (Marzo-Abril, 2016): – No estudia/anuncia ningún lineamientos/mecanismos de determinación a mediano plazo – Extensión (sin consulta) de los planes de estimulo a la oferta, “marca” el precio marginal de referencia, por “herencia” del modelo K – Ignora valores de frontera (eg. Bolivia o promedio de importaciones). Va en busca de reflejar costos domésticos prefijados con la industria. – Ajuste brusco de precios de demanda para converger lo más rápido posible en el tiempo a ¿7,50? Segundo enfoque/plan (Septiembre-Octubre, 2016): – Sigue sin regla o mecanismos (rule-driven, market-driven) – Establece una fijación gradual por sendero a un valor que usa un valor fijo de LNG para fijar la referencia en 2019. – Precio elegido (6,78 luego 6,72) sugiere que todos es una re-adaptación de lo anterior – No se plantea cuestiones de organización de los mercados (control de productores) o promoción de la competencia necesarios para bajar costos (de importación).

5 Economía positiva de la determinación del precio del gas en 2016 ¿Qué explica este equilibrio (si se implementa)? Captura regulatoria de la política pública. El sector influye en búsqueda de precios altos Es el equivalente en gas del barril criollo. Hubo un “vacío” de política pública que no contrabalanceo las demandas “pro-inversión” del sector, con una regla alternativa. – No supo/no pudo/no quiso: Ya estaba insinuado en el modus operandi de la Fundación Pensar – Termina en una extensión del modelo intervencionista, ahora “pro-inversión”, al que las empresas ya se habían adaptado Grupos de opinión relevantes (ex secretarios, expertos, académicos, etc) quedaron fuera del policy process.

6 Economía normativa de la determinación del precio del gas en 2016 Cambiemos de enfoque: ¿Tiene alguna posible racionalidad normativa este equilibrio? – Sí. Esto además cambiaria las conclusiones anteriores. Se basa en el uso de precios que reflejen costos de oportunidad sostenibles de largo plazo (LRSOC). LRSOC: Son aquellos que son capaces de garantizar una expansión de la oferta. Sólo 7,5 (o 6,78) es LRSOC, porque (por preferencia revelada) es lo único que los productores ven como factible de sostener la expansión de lo único expandible (que es el gas no convencional). ¿Qué no es LRSOC, según este enfoque? – Reglas basadas en paridades de precios de importación – Costos de gas convencional, porque esta agotado. – Cualquier combinación lineal entre los dos anteriores, aún incluyendo a los verdaderos LRSOC en la mezcla

7 OFERTA CONVENCIONAL $ Q El argumento detrás del 6,78

8 OFERTA CONVENCIONAL $ Q OFERTA IMPORTADA BOLIVIA

9 OFERTA CONVENCIONAL $ Q OFERTA IMPORTADA BOLIVIA OFERTA IMPORTADA LNG

10 OFERTA CONVENCIONAL $ Q OFERTA NO CONVENCIONAL OFERTA IMPORTADA BOLIVIA OFERTA IMPORTADA LNG LRSOC

11 OFERTA CONVENCIONAL $ Q OFERTA NO CONVENCIONAL OFERTA IMPORTADA BOLIVIA ?? OFERTA IMPORTADA LNG ? ? ? LRSOC?

12 ¿Cómo examinar críticamente lo anterior? ¿ Tiene elasticidad-precio cero la oferta convencional? La microeconomía de la expansión de la oferta de gas y del proceso de inversión. – La venimos discutiendo desde 2001 o aún antes. La tenemos que volver a discutir. ¿Qué causó la dinámica de la oferta de gas en la Argentina post crisis 2002? (Nota: mucho antes del shale o el tight) A.No fueron los precios. Fue la mala-praxis empresaria (Repsol) en un contexto de falta de inversiones B.Sí fueron los precios, en un contexto de reservas maduras. Con mejores precios la oferta se sostenía (implica que la oferta convencional tiene elasticidad precio positiva en vez de nula !!) Barril y Navajas, Energy Journal, Dic 2015) testean a favor de la hipótesis “B”: no fueron las empresas fueron los precios. Porque había elasticidad-precio para el gas con Pero la racionalización de lo actuado ahora dice que la oferta convencional tiene elasticidad-precio cero. Problemas

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

16 ¿Cómo examinar críticamente lo anterior? ¿No es LRSOC tomar los precios de frontera ? La relación entre LRSOC y el precio que paga la demanda es crucial en la teoría y medición de los incentivos económicos(Navajas, 2015). Los subsidios económicos son la brecha entre el LRSOC y el precio que paga la demanda. En Hancevic, Cont y Navajas (2016) tomamos como LRSOC el 80% del precio de Bolivia. ¿Porqué? – Porque el sector en 2003-2004 expresó este valor como aquel que estabilizaba la oferta y porque es el costo de oportunidad lógico del gas natural Los 3 referees del paper aceptaron que usemos precios de frontera como indicador de los LRSOC. Pero uno de ellos cuestionó usar Bolivia porque a su juicio era “muy caro” al final de la muestra comparado al LNG que se pagaba en Chile. Nuestra respuesta es que en Argentina LNG es más caro. Pero la indexación al crudo del contrato YPFB-ENARSA y la caída del crudo produjo lo contrario y puso a este valor muy abajo.

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18 Conclusiones 1.La economía positiva de la determinación del precio del gas en 2016 sugiere un patrón de captura regulatoria 2.Pero existe una explicación estilizada que justifica el esquema adoptado que descansa en supuestos de respuesta de la oferta. 3.Esto dispara la necesidad de entender la microeconomía del sector, los cotos y la organización industrial. 4.El mejor esquema desde un punto de vista normativo apunta a la utilización de precios de frontera por via de una regla flexible y contingente, no rígida y determinística como el esquema adoptado. 5.Y preparar el sector para promoviendo la competencia para ir a una desregulación y una mayor profundidad contractual.