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Nota
- ESCENARIO
La revolución del shale gas en EE.UU.
20 de febrero de 2019
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Las reglas para favorecer la competencia

ENERNEWS/El Economista

Sebastián Galiani*  

Desde 2017, Estados Unidos no solo es el cuarto exportador mundial de gas, sino también exporta más gas del que importa. Este es un fenómeno relativamente reciente. Hasta 2016, fue importador neto de gas natural, y durante la década de 1970 se implementaron complejos mecanismos de racionamiento para asignar una producción que no alcanzaba a satisfacer la demanda doméstica.

En esta nota presentamos una breve historia del mercado del gas natural en Estados Unidos que ilustra claramente el rol central que tienen las reglas de juego estables que favorezcan la competencia y regulen la falta de la misma en la determinación de las decisiones económicas y en el bienestar general. También veremos que las políticas de precios con objetivos redistributivos, en un sector que genera, en equilibrio, importantes rentas, tampoco conducen al bienestar general. 

1938-1992: seis décadas de ida y vuelta regulatorio 

El primer gasoducto interestatal de los Estados Unidos fue inaugurado en 1906, y la primera intervención estatal en este mercado data de 1938. Ese año, que constituye el punto de partida de un largo período de inestabilidad regulatoria, se aprobó la Natural Gas Act. Esta estableció que la Federal Power Commission (FPC) debía regular los precios que las transportadoras cobraban a las distribuidoras locales por el gas y su transporte, de modo tal de evitar que las primeras utilizaran su posición monopólica para cobrar precios mayores a los “justos y razonables”. 

Hasta 1954, los precios que las transportadoras pagaban a los productores de gas se encontraban desregulados. Eso cambió con la “decisión Phillips”, por la cual la Corte Suprema estableció que estas también debían ser alcanzadas por la FPC. En un principio, la FPC buscó combatir los resultados adversos de una supuesta concentración de la producción utilizando la misma metodología “costo-plus” que diseñó para regular el precio del transporte del gas. En este esquema se permitía a las firmas cobrar precios que cubrieran los costos de producción y dieran lugar a tasas de ganancia “justas”, por lo que la FPC emprendió la tarea de determinar los precios que cada empresa debía cobrar en cada contrato, basándose para ello en estimaciones de los costos de cada firma utilizando información contable.

Esta metodología, desarrollada para regular la operatoria de un mercado con pocos jugadores, resultó inadecuada para un mercado caracterizado por la presencia de un elevado número de productores y contratos: hacia 1960, la propia FPC estimaba que recién terminaría de revisar todos los casos pendientes en 2043. A comienzos de la década de 1960, la FPC cambió de enfoque.

Se delimitaron cinco áreas geográficas separadas, y se establecieron distintos precios máximos para cada una de ellas. Además, se introdujeron contratos con precios distintos para explotaciones “viejas” y “nuevas”. Los precios máximos establecidos debían basarse en los costos de exploración y explotación promedio del último año, pero, debido a que la estimación de los costos promedio requiere mucho tiempo, la FPC determinó precios máximos ‘provisorios’, iguales a los precios promedio pagados en cada área en los años 1959-1960. En la práctica, esto resultó en un congelamiento de los precios pagados a los productores. En un contexto en el que el precio del resto de los combustibles aumentaba debido al crecimiento de la economía, el precio de los nuevos contratos de gas se mantuvo prácticamente constante durante toda la década de 1960.

En consecuencia, entre fines de los años ’60 y principios de los ’70, la producción de gas comenzó a caer y aparecieron las primeras situaciones de escasez, que se multiplicaron debido a que la crisis petrolera de 1973-1974 incentivó la sustitución de petróleo por gas.

Con el objetivo de mitigar esta situación, en 1978 el Congreso aprobó la Natural Gas Policy Act (Ngpa). Esta congeló el precio pagado a las explotaciones que ya estaban en marcha, y estableció distintas categorías de “gas nuevo”, sobre los que se aplicaban precios máximos crecientes en el tiempo. Temiendo que el aumento de la oferta incentivado por esta ley no fuera suficiente para cerrar la brecha con la demanda, las transportadoras corrieron a firmar contratos de largo plazo con los productores. La mayor parte de estos contratos fueron de tipo “take-or-pay”, que comprometían a las transportadoras a contratar una cantidad mínima de gas a un precio relativamente rígido. En lo que se conoció como la “burbuja de los contratos take-or-pay”: durante los años ’80 la demanda (a los precios que debían cobrar las transportadoras) cayó por debajo de las cantidades mínimas contratadas a los productores, debido a – entre otras razones – la recesión de principios de la década y la fuerte caída de los precios del petróleo entre 1981 y 1986.

Entre mediados de la década de 1980 y principios de la de 1990 se implementaron una serie de cambios regulatorios que alteraron radicalmente la estructura del mercado interestatal de gas. En 1985 se permitió a las transportadoras ofrecer únicamente el servicio de transporte. En 1992 se las obligó a dedicarse exclusivamente a esta tarea y a proveer a todos sus clientes información respecto de la capacidad ociosa de cada gasoducto.

De este modo, distribuidoras locales y grandes clientes podrían comprar gas directamente a los productores y disponer de la capacidad disponible en los gasoductos con gran flexibilidad. También se desarrollaron reglas más expeditivas para la certificación de nuevos gasoductos, que permitieron pasar a una regulación del precio del transporte del gas crecientemente basada en subastas en las que compiten firmas establecidas y entrantes. En cuanto al precio del gas en boca de pozo, en 1989 se estableció que toda regulación sobre este debía finalizar hacia 1993.

 

1992-actualidad: reglas de juego estables, consolidación
del mercado y boom del shale gas 

La década de 1990 fue un período de maduración del mercado de gas natural. Se desarrollaron mercados spot, a término y de derivados de gas natural con elevados niveles de liquidez, los precios se mantuvieron en niveles históricamente bajos y la producción doméstica se expandió lentamente hacia nuevos territorios.

Hacia principios de la década del 2000, sin embargo, los precios comenzaron a crecer de forma sostenida. Tanto en la industria como en el gobierno federal, el consenso era que estos seguirían siendo ‘altos’ en el futuro, ya que el aumento de la demanda tendría que ser cubierto con producción del norte de Alaska, mayores importaciones de gas canadiense y gas natural licuado del resto del mundo. Sin embargo, la solución provino del interior de Estados Unidos, donde la producción de shale gas se ha incrementado dramáticamente desde comienzos del siglo.

Mientras que en el año 2000 se extraían alrededor de 100 millones de metros cúbicos de shale gas por día, en 2018 se extrajeron 1.670 millones de metros cúbicos por día (EIA, 2019), lo que contribuyó a reducir substancialmente el precio del gas. Como resultado de esto, los generadores de gas estadounidenses se volvieron competitivos internacionalmente; Estados Unidos se encuentra menos expuesto a disrupciones políticas o naturales que afecten el suministro de gas natural del resto del mundo y la trayectoria de emisión de dióxido de carbono del país se redujo dado que las centrales eléctricas a gas natural emiten menos CO2 que las que utilizan carbón (Joskow, 2013).

Si el precio del gas hubiese continuado regulado como hasta fines de la década de 1970, ello hubiese ralentizado la apertura de las nuevas explotaciones, mientras que los esquemas tipo “costo-plus” habrían desincentivado la inversión en nuevas tecnologías.

Además, tanto la ausencia de mercados spot, de futuros y de derivados como la presencia generalizada de vínculos de largo plazo entre transportadoras y consumidores hubiesen dificultado la entrada al mercado de firmas productoras de shale gas, que inicialmente se caracterizaron por su tamaño reducido. Aún más importantes han sido las modificaciones de 1992,sin las cuales la instalación de los gasoductos necesarios para transportar el shale gas hubiese actuado como un cuello de botella en la cadena sectorial. Las cuencas más prometedoras no se encuentran en áreas tradicionalmente productoras, por lo que inicialmente estas estaban desconectadas de las redes existentes.

Sin embargo, la implementación de reglas rápidas y eficientes de autorización para la construcción de gasoductos, el desarrollo de esquemas de contratación y determinación de los precios del transporte de gas flexibles, y el surgimiento de un sector especializado en el desarrollo y la construcción de gasoductos hicieron posible tender con gran celeridad los gasoductos necesarios para servir a las nuevas áreas productoras. 

Conclusión

De esta historia se desprenden dos lecciones importantes. En primer lugar, el establecimiento de reglas de juego que transfieren ingresos a los consumidores en el corto plazo, pero desincentivan la inversión puede conducir a situaciones de escasez con severas consecuencias sobre los consumidores.

En segundo lugar, en un contexto de reglas claras, en el que el sector privado trabaja en libertad, pero se encuentra sujeto a un marco regulatorio diseñado para fortalecer la competencia y corregir posibles fallas de mercado, el accionar descentralizado de las fuerzas de mercado puede dar lugar a grandes e inesperados incrementos del bienestar en periodos de tiempo relativamente cortos.

*Profesor de Economía de la Universidad de Maryland y Universidad Torcuato Di Tella

 
 

 

 Referencias

EIA (2019). Dry shale gas production estimates by play. https://bit. ly/2KOMuhk

Joskow, P. (2013). Natural Gas: From Shortages to Abundance in the United States. The American Economic Review, 103(3), 338-343

EE.UU. superó a Arabia en exportaciones shale

Agencias

Por décadas, Arabia Saudí fue el número uno indiscutido en las exportaciones petroleras. Pero en junio, EE.UU. le arrebató temporalmente el trono del crudo, por mayor uso del fracking.

Por poco tiempo, Estados Unidos superó a Arabia Saudí como mayor exportador mundial de petróleo, indicó la Agencia Internacional de la Energía (AIE) al brindarsu informe mensualsobre el mercado petrolero. En junio, el alza en la producción de petróleo de esquisto o shale oil en EE.UU. favoreció las mayores exportaciones de ese país y asísuperó a Arabia Saudíta

La AIE también advirtió de una oferta demasiado grande y su incidencia en los precios, y atribuyó la amenaza de excedente a que  se esté extrayendo mucho crudo fuera de los estados de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP),sobre todo en EE.UU., a consecuencia del fracking. En cuanto a sus previsiones para lo que queda de 2019 y el 2020, la AIE evalúa que pese a la debilitada coyuntura mundial, la demanda de petróleo no cederá y por eso mantiene sus pronósticos.

En su informe de agosto, calcula que en 2019 se quemarán de media en el mundo 100,3 millones de barriles diarios (1,1 millones más que en 2018) y en 2020, 101,6 millones de barriles (1,3 millones más). En todo caso, la condición para que este escenario se concrete con estas previsiones es que no fracasen las negociaciones porla guerra comercial entre EE.UU. y China, y que se relajen las tensiones con Irán.



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