Story Transcript
Análisis del Mercado de los Combustibles Líquidos en Argentina
Este trabajo se realizó a partir de una investigación de oficio solicitada por el Sr. Ministro de Economía. La investigación se inició a principios del 2000 y el presente informe se redactó entre Julio y Septiembre del 2000.
Las medidas sugeridas en el capítulo que analiza la comercialización de los combustibles fueron recogidas e implementadas por el Decreto 1060/00.
Tomás Serebrisky1 Secretaría de Defensa de la Competencia y del Consumidor
Buenos Aires, 22 de Febrero de 2001
1
Se agradece la colaboración y las tareas de investigación del Lic. Alejandro Campeas y el trabajo de edición del Lic. Pablo Presso.
1
1
INTRODUCCION Y ANALISIS GRAFICO ...................¡ERROR!MARCADOR NO DEFINIDO. 1.1
2
GRÁFICOS DEL CAPÍTULO 1..........................................................................................................................8
EL MERCADO MAYORIS TA DE COMBUSTIBLES EN LA ARGENTINA........................... 23 2.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................23 2.2 TECNOLOGÍA DE PRODUCCIÓN..................................................................................................................23 2.3 PARTICIPANTES DEL M ERCADO MAYORISTA..........................................................................................27 2.4 DEFINICIÓN DEL MERCADO ........................................................................................................................28 2.5 M ERCADO GEOGRÁFICO .............................................................................................................................32 2.6 DEMANDA .....................................................................................................................................................32 2.7 REFINACIÓN ..................................................................................................................................................33 2.8 CANALES DE DISTRIBUCIÓN DE LOS COMBUSTIBLES..............................................................................34 2.8.1 Distribución de combustibles en Estados Unidos..................................................................... 35 2.8.2 Evasión: Problemas y Posibles Soluciones ................................................................................ 39 2.8.2.1 2.8.2.2 2.8.2.3
Modalidades utilizadas para evadir:...............................................................................................39 Medidas tomadas recientemente:...................................................................................................40 Soluciones Propuestas:...................................................................................................................40
2.9 BARRERAS A LA ENTRADA .........................................................................................................................41 2.9.1 Barreras a la entrada al nivel de refinería................................................................................. 42 2.9.2 Barreras a la entrada al mercado mayorista: el caso de la importación............................. 43 2.9.2.1 2.9.2.2
2.10 3
Barreras legales ..............................................................................................................................43 Barreras logísticas ..........................................................................................................................47
A LMACENAMIENTO................................................................................................................................51
COMERCIALIZACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES ....................................................................... 54 3.1 EVOLUCIÓN RECIENTE................................................................................................................................54 3.2 CONTRATOS. M ARCO TEÓRICO. ................................................................................................................56 3.3 INTEGRACIÓN VERTICAL .............................................................................................................................59 3.4 LOS CONTRATOS EN A RGENTINA ..............................................................................................................61 3.5 LA EXPERIENCIA EUROPEA........................................................................................................................65 3.5.1 El caso del Reino Unido................................................................................................................. 67 3.6 COMPETENCIA INTRAMARCA EN A RGENTINA: UNA APROXIMACIÓN. .................................................69 3.7 COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES DE POLÍTICAS PARA INCREMENTAR LA COMPETENCIA . .....70 3.8 SÍNTESIS DE POSIBLES MEDIDAS ................................................................................................................76 3.9 CUADROS Y GRÁFICOS DEL CAPÍTUO 3....................................................................................................78
4
BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................................................... 95
2
1
Introducción y análisis gráfico
Esta sección del trabajo tiene por objeto presentar una serie de gráficos que ilustran la evolución de los precios 2 y participaciones en el mercado de combustibles argentino de las principales empresas.
Los dos primeros gráficos corresponden a las participaciones en los mercados de nafta súper y gasoil (total del país). Los mismos han sido elaborados con datos otorgados por la Secretaría de Energía, la cual posee datos sólo a partir de 1994 3 . La primera observación que se puede recoger de estos gráficos es que en ambos mercados no se han producido cambios significativos en las participaciones de las principales empresas.
En el caso de nafta súper se nota una caída en la participación de las empresas más grandes a favor de la categoría denominada “otras” (que incluye a las empresas de marcas más pequeñas y a las blancas) que registra un aumento cercano al 100% desde 1997.
En el mercado de gasoil, se destaca la mejora de YPF en la participación de mercado desde 1995 y la sistemática caída de Esso, que pasa del 20% al 15%.
El hecho más significativo de los dos primeros gráficos es la confirmación de la posición dominante que tienen YPF, Esso y Shell en el mercado argentino de combustibles líquidos.
Los gráficos 3, 5, 7 y 9 muestran la evolución de los precios de la nafta súper en planta de entrega para la Ciudad de Buenos Aires, Córdoba, La Plata y Rosario, respectivamente, y la paridad de importación. La paridad de importación representa el valor del producto importado en las mismas condiciones que el producido localmente. Todas las series son de elaboración propia basadas en los datos y la metodología utilizada por la Secretaría de Energía. 2
Se analizan los precios y participaciones en los mercados de nafta super y gasoil. No se incluye la nafta común por tener una importancia relativamente menor (y decreciente) en la demanda agregada de naftas. 3 La desregulación del mercado comenzó en 1990. Se cuenta con un déficit estadístico importante que no permite reconstruir el comportamiento de las principales variables del mercado entre 1990 y 1994.
3
Estos gráficos ponen en evidencia que los precios de la nafta súper en planta de entrega para las cuatro ciudades antes mencionadas y para todo el período de análisis son siempre superiores a la paridad de importación.
El hecho de que los precios domésticos sean superiores a la paridad de importación no es sinónimo de falta de competencia. Aún en un mercado plenamente competitivo puede existir una diferencia entre el precio doméstico y el equivalente importado. La razón se encuentra en el “valor marca”. Los precios de las empresas locales incluyen un componente de valor adicional dado por la marca que no se encuentra en el producto implícitamente utilizado en el cálculo de la paridad de importación. En el mercado de combustibles argentino, el consumidor considera que existe diferenciación entre las marcas, probablemente dado por una probabilidad subjetiva de control de la adulteración y por la calidad en la prestación de servicios adicionales al combustible que proveen las distintas empresas.
Ahora bien, el razonamiento presentado en el párrafo anterior justifica una diferencia constante entre el precio al público y la paridad de importación4 . No justifica el comportamiento asimétrico en los precios que se observa en el mercado argentino. En otras palabras, no puede explicar la mayor respuesta ante aumentos en la paridad de importación comparada con la evidenciada ante descensos de la misma magnitud de la paridad de importación. La mayor resistencia de los precios a la baja es compatible con el ejercicio de poder de mercado, actividad que se facilita en una industria donde una empresa (RepsolYPF) ejerce un claro liderazgo en los precios5 .
Al analizar la evolución de los precios, se notan dos períodos diferenciados en las políticas de precios. Un período, que incluye los subperíodos Enero de 1994 a Octubre de 1996 y Septiembre del 2000 hasta la actualidad, ha tenido una volatilidad de precios mucho mayor que la del período comprendido entre Octubre de 1996 y Septiembre del 2000. Los períodos de alta volatilidad coinciden con incrementos en el precio del crudo, 4
Esta diferencia se explica por el valor marca. Si la percepción de la demanda cambia, esta diferencia deja de ser constante y observaríamos un cambio en la diferencia mencionada. Por ejemplo, si aumenta el valor marca, notaríamos que el margen entre el precio doméstico y la paridad de importación se incrementa. 5 Para un análisis detallado de los precios, estudios econométricos de las asimetrías y tests sobre competencia en el mercado ver Serebrisky, Tomás “Testing for Imperfect Competition: The Argentine Gasoline Market”. Ph.D dissertation, University of Chicago, Mimeo, (2000).
4
mientras que los de baja volatilidad se han producido cuando la cotización del crudo cayó fuertemente.
En la tabla que se muestra a continuación se pueden apreciar los promedios de las diferencias entre los precios sin impuestos de la nafta súper de cada bandera y la paridad de importación, realizados para el período 1994-2000, medido en centavos por litro.
Nafta súper
RepsolYPF
Shell
Esso
Eg3
Bs. As.
5,62
9,38
6,57
7,89
Córdoba
6,15
9,77
7,58
8,23
La Plata
6,67
9,43
7,53
8,27
Rosario
5,66
9,96
8,13
7,85
Promedio
6,03
9,64
7,45
8,06
simple
En la tabla podemos comprobar que RepsolYPF es la marca cuyos precios son los que menos se desvían de la paridad de importación, seguida de Esso, Eg3 y Shell (en ese orden). Este comportamiento se da, en general, para las cuatro ciudades y para todo el período de análisis.
Los gráficos 4, 6, 8 y 10 muestran los precios del gasoil en planta y la paridad de importación, para las mismas ciudades que las presentadas para nafta súper y utilizando la misma metodología.
Los promedios de las diferencias entre los precios sin impuestos del gasoil de cada bandera y la paridad de importación que se presentan en la tabla siguiente, son menores a los calculados para la nafta súper. La estimación de estos promedios posee un sesgo “hacia arriba” porque corresponde exclusivamente al gasoil vendido en estaciones de servicio. No se incluye en los cálculos los precios mayoristas que obtienen los transportistas, el sector agropecuario y el industrial.
5
Gasoil
RepsolYPF
Shell
Esso
Eg3
Bs. As.
3,83
5,07
4,08
5,60
Córdoba
4,43
5,41
4,76
4,96
La Plata
3,95
4,94
4,70
5,34
Rosario
3,72
4,96
4,93
4,95
Promedio
3,98
5,10
4,62
5,21
simple
Podemos ver también que RepsolYPF es la marca de menor precio seguida por Esso, Shell y Eg3 (en ese orden). A diferencia del caso anterior (i.e. nafta súper), los precios parecen estar, en general, más cercanos entre sí, para las 4 ciudades y para todo el período de análisis, hecho que indica una menor diferenciación de producto y/o un mercado más competitivo. Los menores márgenes se podrían explicar por la presencia de un mercado mayorista más desarrollado y mayores importaciones que reducen la posibilidad de ejercer poder de mercado en el sector minorista.
A su vez, podemos ver que a partir de Septiembre de 1999 parece haber un cambio en la política de precios ya que para las 4 ciudades los precios parecen converger y RepsolYPF deja de ser la bandera de menor precio. El gráfico 11 6 presenta la evolución de los precios al público de nafta súper neto de impuestos (Shell y RepsolYPF) menos el WTI. A su vez, se presenta la serie en centavos por litro del WTI con el objeto de entender como fluctúa el margen ante cambios en el precio del crudo. Se puede considerar que la variable “precio sin impuestos – WTI” no mide exactamente el margen porque no considera otros costos variables como el trabajo, capital y transporte. Pero, sin dudas, al ser el costo del crudo el componente del costo que más variabilidad tiene y al representar una porción significativa de los costos variables de producción, la variable aquí presentada es una aproximación adecuada a la variación en el margen que obtienen las petroleras. 6
Los gráficos 11, 12, 13, 14 se hicieron tomando como ejemplo la Ciudad de Buenos Aires, con el objeto de mostrar la variable precio – WTI. El comportamiento de esta variable en los otros mercados que se toman como ejemplo en esta sección (Córdoba, Rosario, La Plata) es muy similar.
6
El movimiento en sentido contrario (anticíclico) de la variable “precio al público sin impuestos – WTI” respecto al WTI queda más claro en el gráfico 12 que ilustra el precio del gasoil.
Queda pendiente la siguiente pregunta: ¿si bien el movimiento del margen es opuesto a los cambios en el precio del crudo, existe alguna tendencia que indique que los márgenes se han incrementado desde la desregulación? Esta pregunta se responde parcialmente aquí. Por una limitación de datos se considera como mes de partida Enero de 1994 (quedando pendiente los 3 primeros años de la desregulación). En la Ciudad de Buenos Aires, considerando las dos empresas con mayor participación, Shell y RepsolYPF, se nota una tendencia creciente en el margen de la nafta súper, de mucha mayor magnitud en el caso de Shell (ver Gráfico 13). La tendencia creciente en el margen también se puede apreciar en el gasoil (ver Gráfico 14). El nivel de precios de RepsolYPF es, en promedio, menor; sin embargo, la tendencia tiene, exactamente, el mismo comportamiento creciente.
7
1.1
GRÁFICOS DEL CAPÍTULO 1
8
Gráfico 1
Participaciones en el Mercado de Nafta Super 50.00%
45.00%
40.00%
35.00%
30.00%
25.00%
20.00%
15.00%
10.00%
5.00%
0.00% 1994
1995
1996 EG3
1997 ESSO
1998
SHELL
YPF
9
1999 OTRAS
2000
Gráfico 2
Participaciones en el Mercado del Gasoil 50.00%
45.00%
40.00%
35.00%
30.00%
25.00%
20.00%
15.00%
10.00%
5.00%
0.00% 1994
1995
1996 EG3
1997 ESSO
1998
SHELL
YPF
10
1999 OTRAS
2000
0.10
IP YPF Shell Esso
11 Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 3
Ciudad de Buenos Aires Nafta Super en Planta vs Paridad de Importación
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
IP YPF Shell Esso
12 Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 4
Ciudad de Buenos Aires Gasoil en Planta vs Paridad de Importación
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
IP YPF Shell
13 Esso Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 5
Ciudad de Córdoba Nafta Super en Planta vs Paridad de Importación
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
IP YPF Shell
14 Esso Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 6
Ciudad de Córdoba Gasoil en Planta vs Paridad de Importación
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
IP YPF Shell
15 Esso Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
Gráfico 7
La Plata Nafta Super en Planta vs Paridad de Importación
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
IP YPF Shell Esso
16 Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
La Plata Gasoil en planta vs Paridad de Importación
Gráfico 8
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
IP YPF Shell
17 Esso Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 9
Rosario Nafta Super en Planta vs Paridad de Importación
0.35
0.30
0.25
0.20
0.15
0.10
IP YPF Shell
18 Esso Eg3
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 10
Rosario Gasoil en Planta vs Paridad de Importación
0.30
0.28
0.26
0.24
0.22
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.06
YPF Shell
19 WTI
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 11
Ciudad de Buenos Aires Nafta Super (sin Impuestos) Menos WTI
0.36
0.33
0.30
0.27
0.24
0.21
0.18
0.15
0.12
0.09
0.06
YPF Shell
20 WTI
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Gráfico 12
Ciudad de Buenos Aires Gasoil (sin Impuestos) Menos WTI
0.22
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
0.18
YPF Shell
21
Lineal (Shell) Lineal (YPF)
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Ciudad de Buenos Aires Nafta Super (sin Impuestos) Menos WTI
0.33
0.32
0.31
0.30
0.29
0.28
0.27
0.26
0.25
0.24
0.23
0.22
0.21
0.20
0.19
YPF Shell
22 Lineal (Shell) Lineal (YPF)
Sep-00
Jul-00
May-00
Mar-00
Ene-00
Nov-99
Sep-99
Jul-99
May-99
Mar-99
Ene-99
Nov-98
Sep-98
Jul-98
May-98
Mar-98
Ene-98
Nov-97
Sep-97
Jul-97
May-97
Mar-97
Ene-97
Nov-96
Sep-96
Jul-96
May-96
Mar-96
Ene-96
Nov-95
Sep-95
Jul-95
May-95
Mar-95
Ene-95
Nov-94
Sep-94
Jul-94
May-94
Mar-94
Ene-94
$ / litro
Ciudad de Buenos Aires Gasoil (sin Impuestos) Menos WTI
Gráfico 14
0.19
0.18
0.17
0.16
0.15
0.14
0.13
0.12
0.11
0.10
0.09
0.08
0.07
0.06
2
2.1
EL MERCADO MAYORISTA DE COMBUSTIBLES EN LA ARGENTINA
INTRODUCCIÓN
El objeto de este capítulo del informe es analizar el funcionamiento del mercado mayorista de combustibles argentino. Se estudian en este capítulo las características de la oferta y la demanda mayorista de combustibles.
El mercado mayorista de combustibles argentino se encuentra muy poco desarrollado y poco internacionalizado. Una gran proporción de las transacciones de este mercado son realizadas por empresas que poseen refinerías y están integradas verticalmente. Se estudian aquí las causas que no han permitido el desarrollo de un mercado mayorista integrado por agentes independientes de las petroleras más importantes.
El presente capítulo del trabajo se concentra en naftas (común y súper) y gasoil. No se consideran en el análisis otros productos derivados del petróleo como fuel oil, kerosene, jet fuel, etc.
2.2
TECNOLOGÍA DE PRODUCCIÓN.
La tecnología de refinación determina la oferta de naftas y gasoil. Por ello, a continuación se describe sintéticamente el proceso de producción de derivados del petróleo. Una refinería de petróleo es una serie de vasos de procesamiento conectados por un intrincado sistema de caños y válvulas, todas controladas desde un centro de operaciones. El petróleo normalmente llega a la refinería en barcos tanque o a través de oleoductos. Luego de ser mezclado y aplicados tratamientos preliminares, el crudo es calentado bajo condiciones de vacío hasta que se evapora. El vapor resultante fluye hacia el interior de una torre de destilación donde se condensa en etapas: la parte más volátil (propano, gasolina natural y nafta virgen) se condensa en la parte superior, las partes intermedias (kerosene y “heating oil”) se condensan en niveles inferiores y
23
finalmente las fracciones más pesadas (fuel oil, asfalto y alquitrán) se asientan en el fondo. Las gasolinas conforman entre 16% y 24% de la destilación resultante, teniendo en cuenta que los crudos más livianos tienen una proporción de gasolinas más elevada que los más densos. Este mix productivo resultante no es suficiente para satisfacer las necesidades de los consumidores. Para ello, en la etapa de destilación se debería obtener alrededor de 42% de gasolinas del total del crudo destilado (cifras de demanda correspondientes a la década del 80 7 ). Por lo tanto, es necesario seguir procesando las fracciones más pesadas para convertirlas en gasolinas y a su vez aumentar el octanaje de las gasolinas naturales. Estos procesos incluyen el crac térmico y el catalítico, en los cuales las moléculas pesadas son partidas en moléculas más livianas bajo presión y calor en presencia de catalizadores. Alkylation, es un proceso mediante el cual las moléculas gaseosas livianas son fusionadas en gasolina de alto octanaje. Hidrogenación, es un proceso adicional en el cual se agrega hidrógeno a las moléculas para aligerarlas; y varios pasos catalíticos de reformación que alteran la estructura de las moléculas para obtener gasolinas o insumos petroquímicos
Como regla general, a mayor producción de gasolina y otros derivados volátiles de una refinería, mayor será el costo del capital para la refinería, manteniendo constante la capacidad de procesamiento total de crudo.
Los vasos en los cuales se refina petróleo son, en general, de forma cilíndrica o esférica. El volumen de una esfera o cilindro aumenta a la potencia 3/2 de la superficie del objeto. El costo de construir un vaso procesador de petróleo o de químicos, incluyendo el costo de los materiales, la soldadura y demás, es casi proporcional a la superficie del vaso. Pero la capacidad del vaso es proporcional a su volumen. Esta relación da origen a lo que los ingenieros llaman “la regla de los dos tercios”, usada extensamente por estos para estimar costos de plantas de procesamiento de petróleo y demás fluidos: Costo de construcción = k (capacidad de procesamiento) 2/3
donde k varía con la tecnología específica que se esté utilizando. La regla de los dos tercios implica la existencia de importantes economías de escala, dado que el costo del 7
Datos para Estados Unidos. En Argentina la proporción de naftas demandadas ha sido menor mientras que la de gasoil ha sido mayor.
24
capital crece menos que proporcionalmente con la capacidad a medida que se construyen plantas de mayor tamaño. En principio estas economías de construcción a gran escala persistirían indefinidamente, pero en la práctica esto no es así dado que se enfrentan restricciones de tipo tecnológico (metalúrgicas, flujo de materiales, etc.). Sin embargo, con el avance tecnológico, estas restricciones han ido relajándose. Así, en 1870, la mayor unidad de destilación de la Standard Oil tenía una capacidad diaria de procesamiento de 1500 barriles. Un siglo después las mejores destilerías procesaban 200.000 barriles diarios. Para un estado dado de la tecnología, existe usualmente un tamaño práctico máximo para el cual las oportunidades de ahorrar costos operando unidades de mayor escala son agotadas. Este máximo define la escala mínima eficiente o EME de una planta procesadora; esto es, la escala a la cual el costo medio por unidad de producto alcanza por primera vez el valor mínimo. Para las refinerías de petróleo, este valor era de 200.000 barriles diarios en 1990.
El costo de procesamiento por unidad depende no solo del costo del capital utilizado sino también de los costos variables de la operación (trabajo y otros insumos que varían con la cantidad producida). Aquí también nos encontramos con economías de escala. Los requerimientos energéticos, en general, aumentan menos que proporcionalmente con el tamaño de los vasos de procesamiento. En algunas situaciones, un equipo de gente puede operar una instalación de mayor tamaño (y por lo tanto de mayor producción) con poco o nada de aumento respecto de los requerimientos para operar una instalación menor. De este modo, el costo del trabajo por unidad de producto cae cuando aumenta la cantidad producida.
Las economías de escala persisten hasta la refinería de mayor tamaño investigada por F.M. Scherer en su libro Industry, Structure, Strategy and Public Policy. Escalas mayores llevan a ahorros tanto en el costo por unidad producida en términos del capital necesario de inversión (intereses y depreciación) como en la operación.
¿Implican estas economías de escala una alta concentración de la producción en manos de pocos productores que pueden operar al nivel de costo medio mínimo? La respuesta es que depende del tamaño del mercado relevante. Dependiendo de los requerimientos de cada mercado en particular, se determinará el número de refinerías de tamaño óptimo que pueden participar del mercado y dependiendo de este número habrá o no 25
concentración de la producción. Por ejemplo, Suecia consumía en 1990 productos derivados del procesamiento de 280.000 barriles de petróleo crudo por día, siendo este nivel solo suficiente para una y media refinerías de escala eficiente. A su vez, en Argentina se consumía, en 1998, casi el doble de barriles por día y tres refinerías explicaban el 65% de la capacidad total de producción de derivados. La refinería con mayor capacidad de destilación atmosférica (200.000 barriles diarios) es La Plata (RepsolYPF), seguida por Luján de Cuyo (RepsolYPF), con una capacidad de 130.000 barriles por día. Como se puede anticipar, la escala del mercado impone un difícil balance entre eficiencia y competencia.
Esta discusión acerca de las economías de escala es, sin embargo, más compleja. Los oleoductos y poliductos son, en general, el medio de transporte terrestre más barato. La capacidad de transporte de un ducto es proporcional al área de su sección. El costo de construcción de un ducto es casi proporcional a la circunferencia del mismo. Dado que la circunferencia de un ducto varía linealmente con el radio (C = 2 R π) y dado que el área de su sección varía con el cuadrado del radio (A = π R2 ), el costo de construcción crece casi con la raíz cuadrada de la capacidad de transporte del ducto, implicando economías de escala aún mayores que las presentes bajo la regla de los dos tercios. Hay grandes disminuciones en los costos medios de transporte al construir ductos de mayor sección, siempre y cuando exista el flujo necesario para mantener ocupada su capacidad (operar ductos a escalas menores o mayores a su capacidad óptima tiene un fuerte impacto negativo en los costos). Si bien existen economías de escala en el transporte mediante ductos, su utilización depende de una escala mínima de volumen a transportarse. Para escalas pequeñas resulta conveniente el transporte mediante otros medios: barcos, camiones o trenes.
Los costos de transporte restringen el tamaño de construcción de las refinerías y el nivel al cual estas son operadas. A mayor escala y producción de una refinería, mayor será el área geográfica que tendrá que recorrer para encontrar clientes para sus productos. Por lo tanto, mayor será el costo de transporte promedio. Así se genera un delicado balance: debido a las economías de escala, los costos de producción untiarios declinan con el aumento del producto de la refinería, pero para vender una cantidad mayor de producto se tiene que incurrir en costos de transporte promedio crecientes con la distancia. El costo unitario total es la suma de los costos de producción y transporte. En la gran 26
mayoría de los mercados, este costo se minimiza para una cantidad de producto menor que la que corresponde al costo mínimo de producción.
Debido a la existencia de un “trade off” entre costos de producción y costos de transporte, las compañías petroleras operan sus refinerías en niveles menores a los que resultarían si sólo tomaran en cuenta el nivel de producción dado por la Escala Mínima Eficiente.
2.3
PARTICIPANTES DEL M ERCADO M AYORISTA
A continuación se describen los principales participantes del mercado mayorista de combustibles argentino:
(a) Compañías refinadoras que cuentan también con activos en las fases restantes del downstream. Se trata de un grupo de 8 a 10 empresas entre las cuales las cuatro principales petroleras del país (RepsolYPF, Shell, Esso y Eg3) tienen una participación muy significativa. Estas últimas empresas tienen un rol muy activo en el segmento mayorista de los combustibles. (b) Importadores independientes, quienes, o bien venden a distribuidores mayoristas u operan directamente como mayoristas. (c) Distribuidores mayoristas que cubren el trayecto desde la refinadora hasta las estaciones de servicio o hasta las instalaciones de otro demandante. Según el informe de Montamat y Petrecolla este segmento está compuesto por alrededor de 50 firmas (la mayoría de estas firmas opera un volumen de producto muy reducido). (d) Consumidores mayoristas que se dividen en cinco categorías: • Agro. • Transporte de cargas. •
Transporte de pasajeros.
•
Estaciones de bandera blanca.
•
Industrias
27
2.4
DEFINICIÓN DEL MERCADO
La mayoría de las estaciones de servicio venden tres tipos de combustibles líquidos: naftas (común y súper) y gasoil. Algunas estaciones venden también nafta premium o ultra, pero este producto no tiene una participación significativa en el mercado mayorista de combustibles. La participación de las naftas en la demanda total es mucho menor que la del gasoil, dado que las naftas son sólo vendidas en las estaciones de servicios, mientras que el gasoil es consumido por los otros cuatro grupos que conforman la demanda mayorista.
La evolución de las ventas anuales de las naftas y gasoil se presentan en el siguiente gráfico. Comparando los años 1994 y 2000, se evidencia una fuerte contracción en el volumen vendido de naftas (cercana al 20%). El volumen de ventas de naftas creció desde 1991 hasta 1994 (período que no se presenta en el gráfico), siendo este último año un punto de inflexión. La variación de las ventas estimadas de nafta común para el año Ventas Total Nacional (miles de m3) 5000
14000
4500 12000 4000
Comun, Super
3000
8000
2500 6000
2000 1500
4000
1000 2000 500 0
0 Total 1994
Total 1995
Total 1996
Común
Total 1997
Super
Total 1998
Total 1999
Proy. 2000
Gasoil
2000 es distinta a la de la nafta súper porque al equipararse el componente impositivo
28
Gasoil
10000
3500
(monto del ITC), se redujo la brecha de precios antes existente entre estos tipos de naftas, hecho que desalentó fuertemente el consumo de nafta común.
El comportamiento del volumen de venta de gasoil ha sido muy distinto al de las naftas. Las ventas se han incrementado un 30% entre 1994 y 1998 debido al aumento de la cosecha y del parque automotor gasolero. El cambio de tendencia en las ventas de este combustible a partir de 1998 se explica por la caída del nivel de actividad económica.
Las naftas súper y común no son sustitutos perfectos del lado de la demanda, a pesar de que los motores diseñados para utilizar nafta común pueden utilizar nafta súper. Desde el lado de la oferta, por el contrario, las naftas súper y común son sustitutas en todas las etapas. Un refinador puede cambiar fácilmente su producción de súper a común, del mismo modo que lo pueden hacer los distribuidores y los vendedores minoristas.
Lo anterior no ocurre cuando consideramos al gasoil. El gasoil y las naftas no son sustitutos (al menos en el corto plazo) del lado de la demanda, ya que los motores diseñados para funcionar con gasoil no lo pueden hacer con nafta y viceversa. En el largo plazo, un cambio permanente en el precio relativo de los combustibles puede llevar a un consumidor a cambiar su motor por uno del otro tipo. Podemos argumentar, entonces, que las naftas y el gasoil no son sustitutos cercanos. Sin embargo, del lado de la oferta, los mayoristas y minoristas pueden sustituir entre los dos tipos de combustibles, ya que el equipamiento requerido para la comercialización de estos productos es el mismo.
Al nivel de refinería, el gasoil y las naftas son productos derivados del crudo, pero esto no alcanza para incluirlos en el mismo mercado. La proporción de cada combustible que se puede obtener a partir del crudo es relativamente fija; en consecuencia, el grado de sustitución del lado de la oferta es limitado. Si un refinador desea producir más naftas deberá producir también más gasoil, no pudiendo optar exclusivamente por uno de los dos.
En la Argentina, el gasoil tributa un ITC (impuesto de suma fija, independiente del precio del producto) de 12 centavos por litro, mientras que las naftas tributan un ITC de 48,65 centavos por litro, es decir más de cuatro veces el tributo del gasoil. Así, mientras 29
en otros países las ventas de gasoil se destinan al sector agropecuario y al transporte (de cargas y de pasajeros), en la Argentina es cada vez más importante la participación de automóviles particulares en el consumo de gasoil.
Esta situación tiene directa incidencia sobre el perfil de la demanda de combustibles, desalentando el consumo de naftas y favoreciendo el del gasoil. La excesiva disparidad entre los precios al público de las naftas y del gasoil ocasionó un incremento en la demanda de automóviles particulares con motores gasoleros.
Como se puede ver en el siguiente gráfico, la producción promedio que se obtiene del proceso de refinación del crudo es: 29% naftas y 33% gasoil, además de otros derivados. En cambio, la demanda interna se distribuye del siguiente modo: 21% naftas y 46% gasoil.
Barril de productos 100%
Varios
90%
Gases
80%
Carbón
70%
Solv. Y Aguarrás
60% 50% 40%
Kerosene
33%
46%
Lubricantes
30%
Asfaltos
20%
Fuel oil
10%
29%
21%
0%
Producción
Venta
Gasoil Naftas
Fuente: Cámara de la Industria del Petróleo, basado en datos del IAPG para 1999.
Esta disparidad entre demanda local y el mix de producción ha generado la necesidad de importar gasoil. Las refinerías locales prefieren esta opción ante la alternativa de producir el nivel demandado de gasoil y exportar el excedente de otros productos (p ej. naftas y cargas inermedias). 30
La siguiente tabla presenta las importaciones totales de gasoil entre 1994 y Mayo del 2000. Las cuatro principales petroleras explican más del 50% del volumen importado. Se debe resaltar que si bien existe un conjunto bastante amplio de importadores la participación de cada uno de ellos en el total es muy limitada. Un dato que no se presenta en la tabla es la regularidad con la que se realizan las operaciones de importación. Un análisis más detallado de los datos indica que éstas son irregulares, especialmente en el caso de las empresas pequeñas. Salvo contados casos, no se registran operaciones en todos los meses. Esto puede indicar que las empresas realizan un manejo de su stock almacenado o bien que simplemente importan en los momentos en que observan que los márgenes respecto de la paridad de importación son elevados. IMPORTACIONES TOTALES DE GASOIL (ACUMULADO 1994 – MAYO 2000) M3
% del Total
CGC
82411
1.5
CEBRA
15949
0.3
COASTAL
252380
4.6
NA
NA
EG3
1507504
27.6
ESSO
471116
8.6
INTERPETROL
150215
2.7
OIL. DIST. SYS.
1010
0.0
OTRAS EMPRESAS
534995
9.8
PETRO ENERGY
14219
0.3
PETROLERA DEL PLATA
40421
0.7
PRAC
585
0.0
PRIDE INTERNATIONAL
310
0.0
332417
6.1
REFINOR
50989
0.9
RHASA
323769
5.9
SHELL
1035649
18.9
SOL PETROLEO
143502
2.6
VEBA OIL SUPPLY
97546
1.8
VITOL ARGENTINA
225777
4.1
WAICOM
37883
0.7
YPF
146701
2.7
Total
5465348
100
DAPSA
SAN LORENZO
Fuente: Secretaría de Energía Nota: No se dispone de información sobre la cantidad importada por RHASA desde Octubre de 1999 a Mayo del 2000.
31
El 40% del gasoil se comercializa en estaciones de servicios. El resto se vende a granel a compañías de transporte (de cargas o de pasajeros) o a explotaciones agropecuarias. El sector mayorista no solo cuenta con precios inferiores, sino también con mejores condiciones crediticias que los compradores minoristas.
Del análisis anterior se desprende que para la venta minorista y mayorista, las naftas (común y súper) y el gasoil deben ser considerados como parte del mismo mercado, mientras que en la etapa de refinación las naftas y el gasoil conforman dos mercados distintos.
2.5
M ERCADO GEOGRÁFICO
Al nivel de refinería, hay que considerar los costos de transporte (por camión, barco o tren), los poliductos disponibles y la cercanía a puerto para determinar el mercado geográfico relevante. Se debe tener en cuenta que el combustible es un commodity que es transado internacionalmente pudiendo ser el mercado relevante más amplio que las fronteras del país. Para el caso argentino, claramente, el mercado geográfico relevante incluye todo el territorio argentino. En algunos mercados regionales puede existir mayor poder de mercado, especialmente en áreas remotas, lejanas a los principales centros de consumo. Sin perjuicio del poder de mercado regional, las principales compañías comercializadoras tienen la posibilidad de tener presencia en regiones muy lejanas a sus refinerías debido a la utilización de swaps de productos, una modalidad que se practica con cierta frecuencia en la Argentina desde 1997.
2.6
DEMANDA
Los demandantes en el mercado mayorista son, en algunos casos, consumidores finales, y en otros vendedores en el sector minorista. Sector agrícola, transporte de cargas, transporte de pasajeros y estaciones de bandera blanca son los principales demandantes mayoristas. Es interesante notar que, entre los agentes antes mencionados sólo las estaciones de servicios de bandera blanca demandan naftas además de gasoil, ya que los otros tres agentes demandan exclusivamente gasoil.
32
El remanente del parque de estaciones de servicio no debe ser contado como demandante en el mercado mayorista porque al operar bajo bandera tienen contratos de abastecimiento exclusivo con alguna de las petroleras.
2.7
REFINACIÓN
La cantidad de refinerías en la Argentina no ha cambiado desde 1994 hasta 1999 (salvo el caso de la refinería de Esso en Galván que dejó de procesar y se transformó en una terminal). Esto no es sorprendente dado el exceso de capacidad con los que opera la industria y los altos costos de entrada y salida asociados con la apertura y el cierre de una refinería. A pesar de que el número de refinerías no ha cambiado, la mayoría de los refinadores ha invertido para modernizar sus instalaciones (aumentando así la capacidad de procesamiento de cargas intermedias). No han ocurrido cambios importantes en la propiedad de las refinería más allá de la compra de YPF por parte de Repsol. Como parte de la adquisición de YPF, Repsol se comprometió a vender la refinería que EG3 posee actualmente en Bahía Blanca.
En el gráfico siguiente se presenta la participación de cada refinería como porcentaje del total de la capacidad de refinación. La compañía RepsolYPF controla directamente el 50% de la capacidad de refinación del país, y al tener participación en otras refinerías como Campo Durán (Refinor) su participación supera el 50%. Las tres empresas petroleras más grandes del país, RepsolYPF, Shell y Esso controlan más del 80% de la capacidad de refinación; quedando en poder de empresas pequeñas un porcentaje de la capacidad muy reducido.. Se debe notar que mientras no se realice el cambio de propiedad de la refinería de Bahía Blanca controlada hasta ahora por EG3, a la capacidad de elaboración del grupo RepsolYPF se le debe adicionar un 5%.
33
Capacidad de Refinación (% del Total)
San Lorenzo REFISAN Lomas de Zamora 6% DAPSA 1% Dock Sud PASA DAPSA PASA 1% 0%
Francisco Solano Campo Durán Sol 1% REFINOR Elicabe 4% Eg3 5%
Plaza Huincul YPF 4%
Campana ESSO 13%
Galván ESSO 3%
Lujan de Cuyo YPF 18%
Dock Sud Shell 17%
La Plata YPF 27%
2.8
CANALES DE DISTRIBUCIÓN DE LOS COMBUSTIBLES
La provisión de combustibles líquidos en Argentina (gasoil y naftas) se puede dividir en dos grupos: empresas petroleras con capacidad de refinación e importadores “independientes”. Las empresas petroleras, que concentran más del 90% de las ventas, también importan combustibles; por ello en este trabajo se denomina importador “independiente” a aquella firma que no tenga relación contractual alguna con las empresas petroleras que operan en el mercado argentino.
El combustible producido en refinerías argentinas, o el importado, puede ser vendido a mayoristas distribuidores o a los clientes en forma directa. En general, las empresas petroleras y las que importan han asumido la función de agentes mayoristas encargados de la distribución de los combustibles.
34
El gasoil es el combustible que tiene un mercado mayorista más desarrollado. Ello se debe a que cuenta con un mayor número de clientes grandes (estaciones de servicio, sector agrícola, sector de transporte y en menor medida industrias) y su demanda es mucho mayor que la de las naftas. Estas últimas sólo se comercializan a través de estaciones de servicio que adquieren su producto directamente a las petroleras (las estaciones con bandera) o a mayoristas (estaciones blancas).
Debido a la existencia de clientes de gran volumen dispersos geográficamente (especialmente por el agro y transporte), operan mayoristas de gasoil con volúmenes relevantes. Tales son los casos de A. Russo y Translube en la provincia de Córdoba, Flaumer y Petrobono en Santa Fe y Borassi y Datri en la provincia de Buenos Aires.
A continuación se describe el funcionamiento de la distribución de combustible en los Estados Unidos y luego se explican las principales diferencias con el mercado argentino.
2.8.1
Distribución de combustibles en Estados Unidos
En Estados Unidos, la gasolina es producida por más de 100 refinerías. La más grande explica el 10% de la producción total mientras que las 4 más grandes producen el 31% del total. La gasolina producida en Estados Unidos, junto con el 5% del total de la gasolina consumida que se importa, se distribuye a través de distintos canales. Las refinerías venden grandes cantidades de gasolina genérica (sin marca) directamente a distribuidores mayoristas y a otras refinerías mediante transacciones spot 8 . A su vez, las refinerías envían su producto a terminales de distribución situadas en las ciudades. Allí venden la gasolina con marca (con aditivos específicos y con el derecho de utilizar el nombre de la compañía en el momento de la venta al público) a un precio de terminal (en inglés “branded rack price”). Las refinerías que pertenecen a compañías petroleras que explotan una marca (por ejemplo BP Amoco) también venden gasolina genérica en las terminales de distribución con el fin de colocar su producción en el mercado. Esta gasolina no puede ser vendida al público bajo la marca de la compañía petrolera. 8
Los precios de estas transacciones entre refinerías indican el costo directo para el comprador y el “precio o costo sombra” para las firmas integradas verticalmente. Las refinerías deben decidir frecuentemente entre refinar más crudo o comprar gasolina genérica en el mercado spot, presuntamente igualando los costos de estas dos alternativas en el margen. Por ello, las precios de las transacciones entre refinerías indican el costo económico del producto en la etapa de producción de derivados.
35
Finalmente, las refinerías independientes –aquellas que no operan una cadena de estaciones de servicio con bandera- venden su producción en las terminales de distribución a distribuidores que la comercializan en estaciones de servicio sin bandera.
Una vez que la gasolina llega a las terminales de distribución de las ciudades, puede ser distribuida directamente por el refinador con su propia flota de camiones, o a través de distribuidores conocidos como “jobbers”. Aproximadamente el 55% de la gasolina vendida en Estados Unidos es distribuida por jobbers. Un jobber típico provee gasolina a estaciones de servicio de distintas marcas, y generalmente es propietario de muchas de las estaciones que provee. Un jobber puede, por ejemplo, abastecer cinco estaciones Shell, tres Chevron y cuatro estaciones sin marca, algunas de las cuales el jobber es dueño y opera. Toda la gasolina vendida en las estaciones Shell debe ser adquirida en los tanques de la terminal de distribución que tienen gasolina enviada por Shell, y lo mismo ocurre en las estaciones de Chevron. Sin embargo, las estaciones sin marca pueden ser abastecidas con el combustible de Shell y/o Chevron o con combustible producido por alguna refinería independiente.
En el margen, el refinador con marca compite con las refinerías sin marca, las cuales solamente venden gasolina en las terminales de distribución destinadas a las estaciones de servicio sin marca. Los precios de la gasolina sin marca disciplinan a los precios de la gasolina con marca. La evidencia indica que estos precios rara vez difieren en más de un centavo por galón (menos de 1/3 de centavo por litro) en las terminales de distribución.
La gasolina que no es adquirida por jobbers es transportada desde la terminal de distribución a la estación de servicio por la compañía petrolera. La mayoría de las estaciones que son abastecidas directamente por la petrolera son operadas mediante franquicias. El resto (aproximadamente 17% de la gasolina vendida en Estados Unidos), es operado directamente por la petrolera. En aquellas estaciones operadas directamente por la petrolera no ocurre ninguna transacción financiera en el punto de entrega mientras que las franquicias compran el producto a un precio bonificado (“dealer tankwagon price”).
36
La organización institucional del mercado de combustible argentino presenta importantes diferencias con el norteamericano, especialmente en lo que hace al desarrollo del mercado mayorista. La diferencia más significativa es la existencia del agente mayorista llamado jobber. Este mayorista permite que todo aquel que desee entrar al mercado o quiera aumentar su participación (especialmente aquellas firmas con estaciones sin marca) puedan contar con producto disponible 9 . Otra diferencia importante es la presencia de refinerías independientes que compiten con las refinerías de marca por el mercado de estaciones de servicio sin bandera. Esta competencia impulsa el rol del jobber.
En Argentina, por el contrario, la figura del mayorista todavía no se encuentra desarrollada dentro del circuito de comercialización de combustibles. De acuerdo al informe de Montamat y Petrecolla, esto se explica en parte por las políticas comerciales de las principales refinadoras, algunas de las cuales han buscado intensificar su control sobre los canales de distribución.
El mencionado informe explica que, cuando al iniciar su gestión privada, YPF redujo fuertemente sus ventas a mayoristas, llegando inclusive a cancelar relaciones comerciales con buena parte de ellos. Recientemente, y en forma selectiva, ha reanudado sus operaciones a través de ese circuito. Shell no opera con mayoristas, en tanto que Esso lo hace en muy pequeña proporción. También EG3, a partir de la gestión Repsol, ha cesado de operar con mayoristas. En cambio, las petroleras menores son más activas en la operación con intermediarios.
El desarrollo de un mercado depende, en gran medida, de la disponibilidad del producto. En los libros de texto de microeconomía se asume que la cantidad intercambiada resultará de la interacción de la oferta y la demanda. Implícitamente se considera que los oferentes estarán dispuestos a proveer el producto, siempre que puedan cubrir los costos de producción.
En la realidad, existen diversos factores que impiden que se llegue al equilibrio de “libro de texto”. Que los oferentes con poder de mercado nieguen o dificulten la 9
Entendiendo que las refinerías cuentan con capacidad disponible o la importación no tiene barreras arancelarias o logísticas.
37
provisión del producto a ciertos demandantes impide que se logre el equilibrio antes descripto. En el mercado de combustibles argentino, especialmente en el caso de las naftas, podríamos estar frente a un problema de suministro a las estaciones blancas que impide el crecimiento de las mismas. En general, las estaciones blancas operan con producto importado o bien con excedente de las refinerías locales (en gran medida proveniente de las refinerías que no pertenecen a las principales petroleras).
Puede ser que la política de las petroleras sea no vender a mayoristas para impedir el crecimiento de las estaciones blancas, desalentando un sector que puede incrementar la competencia por precios en el mercado. A su vez, independientemente del problema de imagen del sector de bandera blanca, una estación que en la actualidad opera bajo bandera pero considera pasarse al sector blanco, puede renunciar al cambio si considera que sufrirá problemas de abastecimiento.
Toda empresa que sea un posible demandante en el mercado mayorista (estaciones blancas, agro, transporte) necesita tener un flujo de aprovisionamiento permanente con alto grado de certidumbre que permita acomodar la demanda estacional. Si el flujo del producto importado carece de certeza, el consumidor no va a estar dispuesto a adquirir el producto, aún cuando el precio sea menor. Además, todas las empresas que están en actividad ya están abastecidas, por lo cual las condiciones (en las dimensiones de precio y calidad) que debe ofrecer el importador, para ganar clientes, tienen que ser mejores a las ofrecidas por las petroleras.
Otro factor que impide el desarrollo de un mercado mayorista es la presencia de un mercado informal de combustibles. La creación del mercado informal se ha debido a distorsiones impositivas y las consiguientes fallas en los controles estatales. Parte del combustible informal proviene del sur del país debido a la exención impositiva (ITC) que poseen las provincias situadas al sur de Río Negro. Otro mecanismo de evasión impositiva es la mezcla de solventes con naftas (“sopas”), que es incentivada al estar exentos del pago del ITC los solventes con destino industrial.
38
2.8.2
Evasión: Problemas y Posibles Soluciones
A continuación se resumen las principales conclusiones de un trabajo sobre evasión del ITC elaborado por el Dr. Juan Carlos Colombetti.
El problema de la evasión del ITC tiene tres consecuencias directas:
(1) Menores ingresos al fisco: una estimación de mínima de 300 millones de pesos anuales. (2) Afecta la competencia, ya que es imposible competir con quien no paga el ITC. (3) Afecta la salud de la población, ya que provoca elevados niveles de contaminación. 2.8.2.1 Modalidades utilizadas para evadir10: (a) Adulteración: se modifica el destino de productos exentos del pago del ITC (tolueno, aromáticos pesados, xileno, solventes alifáticos) que deberían ser utilizados como materia prima en la industria química o petroquímica, derivándolos a la elaboración de motonaftas, formando así “sopas”. El monto evadido por este concepto es de 171 millones de pesos. (b) Desvío de Productos de Zonas Exentas: La Ley del impuesto declara exentos de su pago a los combustibles cuando se destinan a ciertas zonas del sur del país. Basta con señalar que en el período 1991/1999 mientras la venta de nafta súper creció en el país (excluyendo las zonas exentas) el 2,8%, en las zonas exentas aumentó 166,4%. El desvío de producto de estas zonas hacia otras generó una evasión de 75 millones de pesos el año pasado. (c) Contrabando: Se declara la importación de kerosene de aviación (JP1) que no paga impuesto y termina mezclado con el gasoil. También se declara la exportación de producto que luego no es exportado o se declaran volúmenes importados menores a los reales. Además existen importaciones “temporales” de producto para ser reprocesado, que luego desaparecen en el mercado local. Esta modalidad genera una evasión de 56 millones de pesos anuales.
10
La evasión, según este informe se ha incrementado notablemente en los últimos años por la mayor oferta de productos que pueden ser utilizados en la adulteración (de origen importado) y por la mayor oferta de condensado y gasolina natural derivados del aumento de la producción de gas natural.
39
2.8.2.2 Medidas tomadas recientemente: •
Reforma tributaria Ley N° 25.239 del 29/12/99 y su Decreto reglamentario N° 83/2000: se equiparó el impuesto entre las naftas súper y común y se estableció la caducidad del registro de productos exentos. Se faculta al Poder Ejecutivo para crear un nuevo registro y la verificación de destinos de los productos exentos.
•
Decreto N° 434/2000 (29/05/2000): reglamentó el artículo 7 de la Ley 23.966 creando 3 procedimientos para hacer efectiva la exención (anticipada, anticipada con presentación de avales y por reembolso).
2.8.2.3 Soluciones Propuestas: (1) Definición de productos: debería modificarse la definición actual establecida para los combustibles, cortes y solventes con el fin de: unificar la calidad de los productos en el Mercosur, establecer una definición clara de determinados cortes que no tienen una calificación legal (o tienen una calificación genérica) y especificar más categorías dentro de las posiciones arancelarias para permitir conocer los productos que ingresan importados bajo denominaciones genéricas tales como “demás naftas” o “aceites de petróleo”. (2) Definición de actores intervinientes: redefinir la descripción de cada uno de los sujetos que participan en el sistema: productores, importadores, comercializadores mayoristas, almacenadores, transportistas y minoristas. Resulta necesario revisar la calificación de los sujetos pasivos prevista en el Art. 3 de la Ley 23.966, tendiendo a limitar el inc. (c). (3) Definición de las condiciones que deben cumplir los actores intervinientes: redefinir las condiciones que deben cumplir todos los actores de la cadena de producción y comercialización de combustibles y productos exentos además de asignar las responsabilidades de cada uno de los actores intervinientes. (4) Registros 11 : hay que establecer 3 puntos: (1) la intervención de la Secretaría de Energía (en la verificación técnica pertinente) para la inscripción en los registros correspondientes, previa a la inscripción en AFIP, (2) un sistema de publicidad de los registros para darle transparencia al mercado y (3) el mercado al que están orientados los productos (a granel, envasados, proveedores de envases, pintado, transporte, etc.). 11
Este tema ha sido resuelto por la Ley de Reforma Tributaria.
40
(5) Sistemas de información: La Secretaría de Energía debe centralizar la información acerca de las transacciones en todos las etapas o submercados del sector. Debe redefinirse la información que cada actor debe suministrarle a dicha Secretaría. Además la Secretaría de Energía debe cruzar la información de la AFIP con las declaraciones juradas mensuales (que son la base para la liquidación del ITC). (6) Sistema de auditorías: debe ampliarse el sistema que hoy se aplica en las estaciones de servicios a todos los segmentos de la cadena (almacenaje, transportistas, etc.). (7) Modificación de normas aduaneras: deben redefinirse diversas modalidades aduaneras legisladas con carácter general que permiten una gran evasión con una dilución de responsabilidades. (8) Asignación de responsabilidades: se debe reglamentar la Ley 25.239 que establece un régimen especial sancionatorio. (9) Sistema de controles: se deben coordinar los sistemas de control entre la Secretaría de Energía, AFIP, ANA, PF, Policías provinciales, PNA y Gendarmería. Los controles se deben realizar en los puntos de mayor responsabilidad en las maniobras. (10) Utilización de marcadores: debe extenderse su aplicación a los productos que sean comercializados para un destino exento; se debe establecer la obligatoriedad de verificación por parte del estacionero de la presencia del marcador. La nueva legislación prevé su utilización pero es necesario reglamentar la norma. (11) Sistematización de la información aduanera: debe coordinarse el acceso a la información con los países limítrofes para verificar las operaciones de “importaciones” o “exportaciones” dudosas. (12) Limitación del destino exento de la gasolina natural y condensado: su utilización para la producción de solventes no resulta coherente con su demanda, considerando sus propiedades y existiendo productos específicos para la utilización genuina en los mercados a los que se destinan, en calidad y cantidad.
2.9
BARRERAS A LA ENTRADA
En algunos países se ha cuestionado la existencia de intercambios de productos entre mayoristas o refinerías como ejemplo de acuerdos para repartirse determinados segmentos del mercado e impedir así la entrada de nuevas firmas.
41
Según FIEL12 , este argumento carece de fundamentos económicos. Los intercambios de productos permiten a los mayoristas ahorrar costos de transporte y posibilitando así contar con una mayor oferta de marcas en cada región. De ser prohibido, existirían zonas cercanas a las refinerías o depósitos, donde se aseguraría una presencia casi monopólica de algunos mayoristas.
2.9.1
Barreras a la entrada al nivel de refinería
La cantidad de refinerías apenas ha cambiado desde la desregulación del mercado de combustibles. El período de intervención estatal en el mercado ha estimulado la construcción de una capacidad excedente de refinación. Por ello, a partir de la desregulación, las empresas han concentrado sus inversiones en la mejora de los procesos de refinación existentes, pudiendo ofrecer así combustibles de mayor calidad. El promedio de utilización de la capacidad instalada 13 entre los años 1994 y 1998 en las principales refinerías fue el siguiente: EG3, Bahía Blanca, 90% ESSO, Campana, 78% SHELL, Dock Sud, 74% YPF, promedio de La Plata, Plaza Huincul y Luján de Cuyo, 80% REFINOR, Campo Durán, 60%
Del cálculo de la utilización de la capacidad instalada se desprende que existe exceso de capacidad de refinación en la Argentina.
¿Existe alguna relación entre el indicador de utilización de la capacidad instalada y la posibilidad de entrada en una industria?. La teoría económica explica que en aquellos mercados donde prevalecen importantes economías de escala en algún eslabón de la cadena productiva, el exceso de capacidad instalada funciona como un desincentivo para la entrada al mercado. Como se explicó en la sección que describe la tecnología de producción de derivados de petróleo, la escala mínima eficiente de una refinería es
12
La Regulación de la Competencia y de los Servicios Públicos. Teoría y Experiencia Argentina Reciente. 13 Calculada considerando exclusivamente la capacidad de destilación atmosférica. Ver Anuarios de la Secretaría de Energía.
42
elevada en comparación con la demanda (tamaño) del mercado. Si bien las economías de escala se reducen cuando se considera el transporte de los derivados, en una economía pequeña como la Argentina no resulta eficiente contar con muchas refinerías.
Al estar las firmas operando con excesos de capacidad de, aproximadamente, el 25%, un entrante potencial no tiene incentivos para instalar una nueva refinería. Para amortizar los significativos costos hundidos, un entrante debería producir a un nivel alto de capacidad. Pero para ello debe vender el producto, con lo cual debe ofrecer menores precios 14 que sus rivales, incrementando los riesgos de una guerra de precios en la industria ya que sus rivales van a intentar mantener su participación en el mercado. La probabilidad de ocurrencia del mencionado comportamiento de los precios aumenta cuando existe exceso de capacidad porque los costos unitarios disminuyen al aumentar la producción. En otras palabras, el exceso de capacidad en las refinerías argentinas desincentiva la entrada de una nueva empresa petrolera en el segmento de refinación porque un entrante potencial toma la decisión de entrada tomando en cuenta el escenario competitivo que prevalecerá luego de su eventual entrada al mercado.
2.9.2
Barreras a la entrada al mercado mayorista: el caso de la importación.
Un importador de derivados enfrenta un conjunto bastante amplio de barreras a la entrada. La importancia, las posibles soluciones e impacto de cada una de ellas varía. Por ello, con el objeto clarificar la exposición, las mismas se pueden clasificar en: •
Barreras legales
•
Barreras logísticas
2.9.2.1 Barreras legales Los decretos de desregulación de la industria petrolera liberalizaron el comercio internacional de derivados mediante la exención del pago de aranceles de importación. Sin embargo, de acuerdo al Documento No 17 de la FADE, debido a la carga impositiva que grava a los combustibles, se ha planteado como una barrera a la entrada el distinto trato que tienen las refinadoras para pagar las obligaciones fiscales respecto de los
14
Se asume en este razonamiento que el entrante tiene que colocar su producto en el mercado doméstico.
43
comercializadores que quieran operar en el mercado mayorista importando productos y no sean sujetos pasivos del respectivo régimen.
La evolución normativa ha ido relajando las asimetrías en el trato impositivo:
Del análisis de la Ley 23.988 surgen las siguientes restricciones para todo comercializador mayorista que quisiera operar como sujeto pasivo del impuesto a los combustibles: 1) Haber comercializado no menos de 100.000 m3 en el año anterior a la fecha de solicitud de inscripción en el Registro de Empresas Petroleras de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación. 2) Acreditar un Patrimonio no inferior al impuesto más alto creado sobre un volumen de 50.000 m3 de combustible (este requisito surge del Decreto reglamentario 2.485/91)
El primer requisito anula la participación de comercializadores locales de menor tamaño o de aquellos que quieran iniciarse, ya que impone restricciones de ventas en el ejercicio anterior de al menos 8.000 m3 de producto (lo que implica haber abastecido anualmente a unas 45 estaciones de servicio de venta promedio). Este requisito puede ser eludido por importadores extranjeros, pero los posibles comercializadores nacionales quedan eliminados. El segundo requisito implica demostrar una capacidad financiera de más de 30 millones de dólares, cuando no existen en otros sectores requisitos similares para la importación de bienes.
Otro requisito legal elimina la posibilidad de abastecer a estaciones de “bandera blanca” con productos importados, ya que la Ley 23.988 (y sus decretos reglamentarios 2485/91) requiere la propiedad de las mismas y tener una cadena de bandera del mismo nombre, cosa que no es posible salvo que se las obligue a constituirse en bandera, quitándose de esa manera la individualidad de las mismas.
Otra condición de la Ley 23.988 dice: “Que cuenten [los importadores] con plantas de almacenaje y despacho de combustibles acordes con los volúmenes que comercializan”. Mientras, el Decreto 2485/91 reglamenta que las plantas de almacenaje y despacho deben ser propiedad de la empresa comercializadora y tener capacidad de 44
almacenamiento total de al menos 30 días de ventas y no menor a 10 mil metros cúbicos. La Ley 23.988 no establece que las plantas de almacenaje y despacho de combustibles deban ser propias como se indica en el Decreto 2485/91. Tampoco estipula requerimientos de volúmenes mínimos de almacenaje.
Para fomentar la competencia se dejó abierta la posibilidad de, mediante un decreto, reducir los requerimientos de volúmenes mínimos de almacenaje y modificar el concepto de propiedad de las plantas, solicitándose en cambio que las empresas comercializadoras demuestren capacidad de almacenaje (vía alquiler, comodato, etc.) por un período de tiempo mínimo razonable para garantizar el abastecimiento a los eventuales compradores.
El Decreto 518 del 15 de Mayo de 1998 buscó flexibilizar el régimen del Decreto 2.485/91. Un Decreto adicional (1.305/98) otorgó al importador de combustibles el acceso al régimen del pago a cuenta de los tributos que detentan los sujetos pasivos de la ley. Sin embargo, para acceder al pago a cuenta de los tributos este decreto exigía una garantía a ser presentada en la AFIP por el monto total del pago a cuenta adeudado. El Decreto 401/99 libera a los importadores con acceso al régimen de pago a cuenta 15 de la obligación de presentar las garantías mencionadas en el párrafo anterior. Gracias a este decreto, el tema impositivo (para importar un barco de 30.000 m3 de nafta súper 16 había que desembolsar anticipadamente cerca de 15 millones de dólares) ha dejado de ser una barrera al ingreso de nuevos comercializadores. Sin embargo, la operatoria del nuevo régimen posee problemas operativos por parte de la AFIP que dificultan la comercialización del combustible importado en las mismas condiciones que el combustible comercializado por las petroleras locales.
Una barrera que puede catalogarse dentro de las barreras legales es el mercado informal. La evasión impositiva se puede ver como un fuerte desincentivo a la entrada de un 15
Aquellos que quieran importar combustibles deben inscribirse en el Registro de Empresas Petroleras en el rubro de “Empresas Importadoras y Comercializadoras”. Si demuestran contar con una capacidad mínima de almacenaje de 20.000 m3 propia o arrendada podrá gozar del régimen de pago a cuenta de los tributos.
45
importador y/o refinador al mercado de combustibles. Parte de los potenciales demandantes adquieren productos en el mercado informal (que brinda mayores márgenes de ganancia), reduciendo las proyecciones de venta de quienes tienen intenciones de entrar al mercado. Por ello, el no erradicar la evasión desincentiva la entrada.
Se podría argumentar que la existencia de un mercado informal de combustibles beneficia a las empresas petroleras incumbentes. Al ser las estaciones de bandera blanca las que comercializan en gran medida el combustible “informal” se dificulta el desarrollo de canales de venta de potenciales entrantes y también se impide alcanzar una escala mínima suficiente para el pleno desarrollo de un mercado mayorista. Suponiendo que las empresas petroleras realizan un efectivo control de su propia red en lo que respecta a la filtración de combustible informal, el status quo (es decir, la actual situación con evasión impositiva) las favorece porque implica una menor competencia actual y potencial.
Otra hipótesis, que sería la otra cara del argumento precedente, sostiene que las petroleras se ven perjudicadas por el combustible informal, ya que este se filtra en estaciones de su red. Además se podría sostener que si se elimina el combustible informal, muchas de las estaciones blancas dejarían de ser rentables y desaparecerían como fuente de competencia. Este argumento ha sido expuesto por empresarios de las petroleras
quienes
creen
que
el
mercado
de
estaciones
de
servicio
está
sobredimensionado y que las estaciones blancas son “marginales” 17 y que muchas de ellas no podrían subsistir en un mercado donde no exista la evasión. 2.9.2.1.1 ASIMETRÍAS EN EL MERCOSUR Las asimetrías en lo que hace a la organización institucional de los mercados de combustibles de los países miembros del Mercosur puede ser considerada una barrera para el desarrollo de un mercado más competitivo en la Argentina. Si todos los mercados de la región estuvieran desregulados y por lo tanto, totalmente expuestos a la competencia, se podría desarrollar un mercado mayorista para las naftas con 16
De acuerdo a distintas fuentes consultadas, la escala mínima eficiente para importar combustible oscila entre 30 y 50 mil metros cúbicos. 17 Entendiendo por marginal estaciones de baja rentabilidad y poco atractivo de desarrollo (escaso volumen actual y potencial)
46
transacciones “spot” que acercara más los precios domésticos a la paridad de importación. Un importador o mayorista que actualmente opera en Argentina, si aumentara la escala del mercado donde puede colocar sus productos, no dependería exclusivamente de las condiciones del mercado argentino, pudiendo arbitrar entre los distintos mercados regionales. A su vez, mejoraría la eficiencia de las refinerías locales porque podrían colocar sus excedentes en otros y probablemente, nuevamente gracias al incremento en la escala del mercado, se podría instalar en la Argentina alguna refinería independiente. 2.9.2.2 Barreras logísticas Una porción de la producción de una refinería es tomada en la boca de la refinería y distribuida mediante distintos modos hacia las zonas de comercialización. En Argentina, esta tarea la realiza, usualmente, la división mayorista de la empresa refinadora. Sin embargo, un refinador puede proveer productos a otra refinería o a mayoristas norefinadores para su distribución en los lugares de comercialización que ellos posean o provean. En el caso que sean refinadores, esta venta puede representar un swap de productos que elimina perdidas económicas (vía disminución de costos) debidas a altos costos de transporte y que incluso pueden permitir la presencia en la región de un refinador que de otro modo no estaría allí. En el caso que sean mayoristas norefinadores, esta venta representa la compra directa a un refinador, que es una alternativa a la transacción entre el refinador y su división mayorista. También se registran ventas de las refinadoras a grandes consumidores finales (compañías de transporte de pasajeros o de cargas y grandes establecimientos agropecuarios). Esta última actividad se realiza generalmente mediante la utilización de tanques de almacenamiento consignados y un sistema de carga exclusiva.
No toda la producción es transportada desde la refinería a los lugares de comercialización final. Parte de los combustibles es transportada desde las refinerías hacia terminales situadas a lo largo del país. Estas terminales son abastecidas a través de una red de ductos terrestres, trenes y camiones. Los combustibles son luego cargados en camiones para su posterior distribución y comercialización final. Las posibilidades en las terminales de distribución son tan diversas como las de boca de refinería. Allí se aprovisionan tanto independientes como los propios dueños de la terminal. En
47
Argentina, los dueños de las terminales son, en su gran mayoría, las grandes refinadoras. Instalaciones de las empresas petroleras más grandes YPF Barranqueras
Planta de despacho
Comodoro Rivadavia
Planta de despacho
Concepción del Uruguay
Planta de despacho
Junín
Planta de despacho
La Matanza
Planta de despacho
La Plata
Planta de despacho y Refinería
Luján de Cuyo
Planta de despacho y Refinería
Mar del Plata
Planta de despacho
Montecristo
Planta de despacho
Plaza Huincul
Planta de despacho y Refinería
Río Gallegos
Planta de despacho
San Lorenzo
Planta de despacho
Ushuahia
Planta de despacho
Villa Mercedes
Planta de despacho
REFINOR Campo Durán
Planta de despacho y Refinería
Mosconi
Planta de despacho
Tucumán
Planta de despacho
REFISAN San Lorenzo
Planta de despacho y Refinería
ESSO Bahía Blanca
Planta de despacho y Refinería
Barranqueras
Planta de despacho
Campana
Planta de despacho y Refinería
San Lorenzo
Planta de despacho
SHELL Arroyo Seco
Planta de despacho
Bahía Blanca
Planta de despacho
Dock Sud
Planta de despacho y Refinería
Puerto Vilellas
Planta de despacho
Santa Fé
Planta de despacho
PETROLERA DEL CONOSUR Dock Sud
Planta de despacho
RHASA Campana
Planta de despacho
DAPSA Dock Sud
Planta de despacho y Refinería
48
A continuación se resume parte de la sección Logística de comercialización del informe No 17 de la FADE pues es el trabajo que describe mejor la situación de la logística de distribución en el mercado de combustibles argentino.
Las restricciones logísticas de los puertos vinculados a la comercialización de productos constituyen una barrera a la internacionalización del mercado local de petróleo aguas abajo. Debido al insuficiente calado, se deben realizar operaciones de “top off” y alije como pasos necesarios para el transporte de fluido con el consiguiente impacto en los costos (se deben incluir en los costos el tiempo que insumen estos procedimientos).
El movimiento internacional de derivados está muy asociado a los puertos de La Plata, Dock Sud, Campana y Zárate. Estos puertos, como se mencionó previamente, tienen el problema de tener poco calado y como resultado de ello no pueden ingresar barcos de más de 14.000 m3 , con el consiguiente aumento de costos por la necesidad de realizar alije y top-off de los productos. El cuadro de terminales de productos se completa con Río Gallegos, Comodoro Rivadavia, Bahía Blanca, Barranqueras y algunas otras sobre el río Paraná.
El transporte de combustibles de producción local y destinados al mercado interno se realiza por dos vías principales: poliductos y buques-tanque. El transporte fluvial a través de barcazas tiene una significación menor y sirve para atender la demanda de la Mesopotamia, Uruguay y Paraguay. Mediante despachos marítimos (a través de buques tanque) se atiende la demanda del litoral patagónico, el Brasil y la de terceros países.
Un 40% de la producción de motonaftas y un 35% de la de gasoil se transporta por los poliductos troncales existentes. La tabla siguiente muestra los poliductos existentes en Argentina.
49
POLIDUCTO
OPERADOR
LONGITUD (KM)
Campo Durán – MonteCristo Monet Cristo – San Lorenzo Luján de Cuyo – Villa Mercedes Villa Mercedes – Monte Cristo Villa Mercedes – La Matanza La Plata – Dock Sud Dock Sud – La Matanza
REFINOR
1.110
CAPACIDAD (M3/DIA) 6.500
YPF
380
6.500
YPF
340
13.000
YPF
320
7.500
YPF
670
4.800
YPF YPF
50 35
12.000 6.000
NOM.
La empresa YPF concentra la propiedad de todos los poliductos pues tiene participación accionaria en REFINOR. Los poliductos, al ser el modo más económico para transportar derivados de petróleo tienen un rol importante en la competencia en el mercado de los combustibles. Sin embargo, su influencia no es significativa en el caso argentino. Todos los poliductos del país fueron construidos para enviar derivados desde las refinerías a los centros de consumo. Es decir, el flujo va desde las refinerías (en el oeste y norte del país) hacia Buenos Aires. Argentina no cuenta con una red importante de poliductos que una los principales centros de consumo entre sí o lo que sería más importante para el desarrollo de la competencia, no existen poliductos que unan a los principales puertos con los centros de consumo. De existir esta red de poliductos, y su propiedad concentrada en una firma, se debería recomendar una política de “open access” (facilidad esencial) mejorando así la desafiabilidad del mercado.
En cuanto al transporte de combustibles por camiones, se trata de una actividad con ciertas limitaciones. No puede aprovecharse el viaje de retorno y los tiempos de espera son prolongados. No existen en el ramo empresas independientes de envergadura. Algunos transportistas de cierta significación han suscripto contratos de largo plazo con las petroleras para que camiones dedicados e identificados con la marca distribuyan el producto. Esta modalidad es conocida como fletes con bandera y es la opción preferida por algunas refinadoras ya que limita la posibilidad de fraude, robos o cruces de combustibles. Es éste el modo típico de operación de EG3, Dapsa y Refinor. En cambio, YPF y Shell alternan los transportistas exclusivos con una importante flota propia. Shell cuenta con 40 camiones, en tanto que YPF, a través de su controlada OPPESA, posee un centenar.
50
Otra modalidad de flota de transprte son los camiones de los estacioneros. Es común que un propietario de varias estaciones, o bien que un grupo de estacioneros posea un camión tanque que utiliza para su propio abastecimiento. Finalmente, existe un atomizado parque de camiones blancos que operan con mayoristas de combustibles y/o importadores.
El costo de transporte terrestre por ventas CIF (costo, seguro y flete) es de, aproximadamente, 10 pesos por metro cúbico. Este costo representa en promedio un 4% del precio FOT del producto. El promedio de distancia de entrega por vía terrestre de las principales empresas petroleras se ha estimado en 330 kilómetros
2.10 ALMACENAMIENTO Según estimaciones de la Subsecretaría de Combustibles, existe actualmente una capacidad para almacenar productos livianos (naftas, gasoil, kerosene y solventes) de unos 3,5 millones de metros cúbicos. El 80% de esa capacidad, unos 2,8 millones de m3, pertenece a las empresas refinadoras, y de este porcentaje el 55% pertenece a RepsolYPF. En consecuencia, la capacidad de almacenaje fuera de las refinadoras estaría en el orden de los 500.000 m3 (lo que equivale al 0.03% de la venta anual de gasoil y naftas 18 ).
Los principales operadores en el segmento de almacenaje “independiente” son empresas importadoras de combustibles y firmas químicas o petroquímicas que alquilan parte de su capacidad con este fin. Algunas de las empresas que prestan el servicio de almacenamiento son: Vitol: cuenta con una capacidad de almacenaje de 110.000 m3 en Zárate. Es una importante importadora de gasoil en el mercado argentino. RHASA: también cuenta con depósitos en la zona de Zárate y Campana. Importa combustibles y tolueno. PASA Petroquímica: utiliza una capacidad de almacenaje de 90.000 m3 para almacenar naftas y solventes. 18
Este indicador tiene relativa importancia porque la capacidad de almacenamiento es una variable que indica un stock mientras que las ventas es una variable de flujo. Si el producto rota a una velocidad elevada, una capacidad reducida de almacenaje puede satisfacer un porcentaje elevado de la demanda del mercado.
51
CGC, Interpetrol y SOL Petróleo también tienen tanques a su disposición.
Estos almacenadores “independientes” de combustible se localizan en dos áreas: Zárate/Campana, donde se ubican Vitol, Rhasa y Tagsa, sobre la margen derecha del río Paraná de las Palmas. Allí acceden buques tanque de 32 pies de calado, en un trayecto cuyo dragado y balizamiento está a cargo del consorcio de Hidrovía. Dock Sud, sobre la ribera derecha de la desembocadura del Riachuelo cuenta con dos facilidades portuarias. La más antigua presenta serios problemas de seguridad operativa y contaminación, y no admite buques de más de 24 pies de calado (Sol cuenta allí con un depósito de 17.500 m3 de capacidad). En cambio, en la llamada Dársena de Inflamables, con salida directa al Río de la Plata, operan buques de hasta 28 pies. Este segmento es operado por YPF, Shell y Dapsa.
En la zona de Puerto Rosales, Oil Tanking posee tanques con una capacidad total de 480.000 m3. La gerencia de esta empresa comentó que en los próximos cinco años planean destinar la totalidad de esta capacidad para almacenar petróleo crudo. No consideran que la demanda de almacenaje de derivados tenga volumen suficiente para destinar parte de la capacidad a estos productos.
Hay una gran cantidad de proyectos para reacondicionar instalaciones de modo que estén aptas para almacenar combustibles. Estas instalaciones se encuentran hoy abandonadas o en desuso y son: antiguos tanques de fuel-oil de centrales eléctricas que han sido convertidas a gas, tanques en estaciones de tren con acceso a puertos, tanques de cooperativas agrarias con acceso a puertos fluviales y tanques de cerealeras que han mudado sus instalaciones. La mayoría de estos tanques se encuentran en zonas cercanas a centros de alto consumo en la costa litoral hasta Zárate. La ventaja de esta ubicación reside en la posibilidad de transportar los productos en barcazas. Estos proyectos podrían, en caso de concretarse, aumentar la capacidad de almacenaje no perteneciente a las compañías refinadoras.
Fuentes de la industria han informado que la construcción de un tanque nuevo con capacidad para almacenar 25.000 m3 de derivados cuesta entre dos y tres millones de dólares sin incluir el costo de la tierra. Este monto de inversiones genera la necesidad de operar con mucho volumen y alta rotación. 52
En resumen, la capacidad de almacenamiento “independiente” presenta limitaciones cuantitativas y cualitativas, constituyendo un obstáculo para la importación de combustibles y, por lo tanto, para el desarrollo de un mercado mayorista.
53
3
3.1
Comercialización de los combustibles
EVOLUCIÓN R ECIENTE
Antes de la desregulación del mercado de los combustibles líquidos, las autoridades estatales con competencia en esta área, decidían la instalación de una estación de servicio en base a consideraciones geográficas. Un criterio usualmente utilizado era no abrir una estación de servicio si en un área cercana ya existía alguna en operación. Las autorizaciones eran otorgadas a las refinadoras, quedando los operadores obligados a vender el combustible de la refinadora correspondiente y recibiendo a cambio una remuneración que también era fijada por las autoridades.
La utilización de un criterio de exclusividad geográfica implicó la presencia de un poder monopólico local. Al estar regulados los precios y ausente la competencia, el nivel de servicios era deficiente.
A fines de los ochenta, YPF mantenía más del 55% del total de estaciones de servicio del país, con porcentajes más elevados en el interior del país y una incidencia menor en Buenos Aires.
El cuadro 1 muestra la evolución de la cantidad de estaciones de servicio de las principales empresas del sector desde 1990, año en que comienza la desregulación del mercado de combustibles19 . La participación porcentual de YPF presenta la mayor caída, pasando del 55% al 40%. Las otras empresas con mayor volumen de ventas mantienen o disminuyen levemente su participación como es el caso de Esso que pasa del 17.8% al 15.6%. Se debe resaltar que YPF es la única empresa entre las de mayor volumen que redujo la cantidad de estaciones de servicio. Tanto Shell como Esso y Eg3 instalaron nuevas estaciones aumentando en forma absoluta el parque de estaciones de servicio de su bandera. A pesar de este incremento, su participación porcentual en el total de estaciones casi no se afectó por la importancia que ha tomado la presencia de las
54
estaciones blancas y de marcas menores como Sol Petróleo. Estas últimas empresas explican, aproximadamente, el 80% del crecimiento del parque de estaciones de servicio desde 1995 hasta 1998.
Las estaciones de bandera blanca (aquellas que no poseen contratos de exclusividad de aprovisionamiento con ninguna petrolera) no registraban presencia alguna hasta 1993. A partir de allí, su número creció de 21 estaciones en 1993 a 775 a fines de 1998. Empresas pequeñas que venden con bandera también entraron al mercado. Tal es el caso de Refinor, Rhasa, Dapsa y San Lorenzo, cuya participación agregada no supera el 3% del total de estaciones de servicio. Una mención especial merece Sol Petróleo 20 que se convirtió en la cuarta empresa más importante del mercado. Su crecimiento ha sido significativo, (pasando de 11 estaciones en 1992 a 146 en 1998) aunque concentrado en la provincia de Buenos Aires y en la Ciudad de Buenos Aires.
La distribución de estaciones de bandera por provincia para los años 1994 y 1998 se encuentra en los cuadros 2 y 3. Se escogieron estos años por ser el primero y el último para los que se posee información desagregada por provincia. Comparando estos cuadros se nota que en todas las provincias, excepto La Rioja, aumentó la cantidad de estaciones de servicio. Estos cuadros también muestran que las participaciones porcentuales de cada provincia en el total del país apenas registraron modificaciones.
Surge del análisis del Cuadro 1 que las cuatro empresas más grandes detentan más del 80% de las estaciones instaladas en el país. La mayoría de estas estaciones están operadas por un tercero mediante un contrato de exclusividad mientras que las empresas operan directamente el resto de las estaciones de su red. En particular, en 1999, YPF poseía 118 estaciones propias, lo que representaba aproximadamente el 4,5% de su red de bandera. Shell, que en el mismo año tenía 142 estaciones propias es la empresa con mayor porcentaje de estaciones propias, alcanzando el 14% de su red. Esso, a su vez, opera aproximadamente el 5,2% de su red pues contaba, en 1999 con 51 estaciones propias. 19
La posibilidad de fijar libremente los precios en el sector de los combustibles comenzó el 1 de Enero de 1991 a través del Decreto 2778 ratificado luego por la Ley 23966. Los Anuarios de la Secretaría de Energía no tienen datos para 1991 por ello aquí se toma a 1990 como el año base para las comparaciones.
55
3.2
CONTRATOS . M ARCO TEÓRICO.
Debido a la importancia que poseen los operadores de estaciones de bandera en la red de comercialización de las empresas petroleras, se debe analizar en detalle las distintas modalidades contractuales que regulan el comportamiento de las partes.
Los contratos pueden ser conceptualmente separados en la “forma contractual” y los “términos contractuales”. La forma establece los derechos de control mientras que los términos fijan los niveles de las variables que son controladas por cada una de las partes. Por ejemplo, muchos contratos establecen que la empresa petrolera determina el precio del insumo mientras que el estacionero es quien fija el precio final del combustible. Esta asignación de derechos es la forma contractual. A su vez, los términos del contrato son los precios específicos que determinan la petrolera y el estacionero.
En la descripción que sigue, nos concentraremos en las distintas modalidades existentes de las formas contractuales:
COCO (Company-Owned, Company-Operated). En las estaciones operadas bajo esta modalidad, la comercializadora es dueña de todo el capital y el personal que opera la estación es empleado por la comercializadora. Todo el control de una relación típica empleador-empleado es asignado a la empresa comercializadora. En particular, la comercializadora es la dueña del combustible hasta el momento exacto de su venta al público y por lo tanto tiene el derecho de determinar el precio de venta. El encargado de la estación es un empleado que recibe un salario que puede incluir un paquete de incentivos ligado al volumen de ventas. Existen distintas razones para que las comercializadoras operen directamente estaciones de
servicio.
En
aquellas
situaciones
donde
no
es
costoso
monitorear
al
empleado/operador, o donde los conocimientos específicos de la demanda de la zona no condicionan la utilidad del negocio puede ser más ventajoso operar directamente la estación de servicio. Además las estaciones propias pueden ser utilizadas con propósitos promocionales, para imponer una imagen o ciertos productos. También pueden ser
20
A la fecha de elaboración de este informe, Agosto del 2000, ANCAP (empresa estatal uruguaya de combustibles) tenía el control de Sol Petróleo. Estaba gestionando un contrato de compra exclusiva de combustibles a RepsolYPF.
56
utilizadas como referencia respecto a estaciones operadas por terceros, midiendo la aceptación de nuevos productos o modalidades operativas.
CODO (Company-Owned, Dealer-Operated). En esta modalidad, la comercializadora es dueña de las instalaciones y realiza todas las inversiones que involucren un monto importante de capital. El operador encargado del manejo de la estación no es un empleado de la empresa comercializadora. No existe un tipo de acuerdo universal entre la comercializadora y el operador pero en la mayoría de los casos la comercializadora fija el precio del insumo (precio mayorista) y un monto anual en concepto de alquiler. En Estados Unidos, donde esta modalidad es muy frecuente, el monto del alquiler es una fracción del ingreso neto estimado que la estación puede generar. Este contrato fija ciertos requisitos de calidad que la comercializadora puede imponer al operador: horas de operación, estándares de limpieza, tipos de productos a comercializar (por ejemplo lubricantes), y la posibilidad de inspección por parte de la comercializadora. Además, estos contratos suelen imponer volúmenes mínimos de compra de gasolina al operador, quien tiene incentivos para cumplir con las obligaciones contractuales por la amenaza implícita de no renovación por parte de la comercializadora.
DOCO (Dealer-owned, Company-Operated). Esta modalidad es la menos frecuente. Un estacionero, dueño de las instalaciones cede la operación a la comercializadora. Se observa en casos particulares, generalmente cuando el estacionero enfrenta graves problemas de gerenciamiento. También se da en aquellos casos donde la petrolera considera que la ubicación de la estación, cuya propiedad es del estacionero, es estratégica y está dispuesta a alquilársela a un precio mayor a la rentabilidad que obtiene el estacionero.
DODO (Dealer-owned, Dealer-Operated). La versión con menores obligaciones para el operador dentro de esta modalidad se denomina “open-dealer”. La comercializadora no realiza inversión alguna en la estación de servicio, controlando exclusivamente el precio del combustible que es vendido al operador. Los derechos de fijación de precios al público y niveles de calidad de servicios son otorgados al operador. La única restricción sustantiva que se le impone al operador se refiere al mantenimiento de la calidad del producto, el respeto de la exclusividad y la presentación de la marca. Así como CODO, esta modalidad también impone volúmenes mínimos de compra al operador. 57
De acuerdo a la cámara patronal europea EUROPIA, a fines de 1998, sobre un total de 115.000 estaciones de servicio en la “Europa a quince”, se encontraban en situación CODO o COCO 40.000 estaciones y en la situación DODO o DOCO otras 45.000, correspondiendo los restantes puntos de venta a hipermercados o a dealers no vinculados con las compañías petroleras. La misma estructura se reproduce en el mercado español, en el que para un total de 7.931 puntos de venta, 3.654 estarían en modalidad CODO o COCO y 2.965 en modalidad DODO o DOCO, siendo la minoría los puntos de venta no integrados en las redes de las compañías petroleras.
En Argentina, bajo la modalidad COCO se encuentran entre 400 y 500 estaciones de servicio. Las empresas más grandes han elegido las estaciones por ellas operadas y de su propiedad para realizar fuertes inversiones en imagen e innovaciones operativas. Solamente Shell y Esso utilizan con cierta intensidad la variante CODO para operar algunas de las bocas que adquirieron luego de la desregulación. La modalidad con menor aceptación ha sido DOCO y la de mayor uso es DODO, bajo la que se concentra más del 90% de las estaciones de servicio en operación.
Si bien la modalidad contractual DODO es la más común en Argentina, su instrumentación ha sido distinta a la descripta anteriormente para esta modalidad. En este país, las empresas comercializadoras realizan inversiones en las estaciones de servicio aún cuando no poseen la propiedad de la tierra. Estas inversiones, en carteles, surtidores y tanques se complementan con préstamos de distintos montos otorgados a los estacioneros para que puedan cumplir con los requisitos de imagen y servicios que la empresa comercializadora impone a su red.
Un cambio recientemente introducido en la operación comercial entre las comercializadoras y los estacioneros ha sido la modalidad de consignado. Mediante un nuevo contrato, el estacionero vende el combustible “por cuenta y orden” de la empresa comercializadora. El surgimiento del sistema consignado es una respuesta al problema del combustible “informal” que se vende en algunas estaciones de las redes de las comercializadoras. Al instalar sensores electrónicos en los tanques de las estaciones se controla el nivel de los combustibles existentes y vendidos. Además del beneficio de control, el sistema de consignado evita la transacción comercial entre el estacionero y la 58
comercializadora eliminando el pago del impuesto a los ingresos brutos. A su vez, esta modalidad permite que las comercializadores controlen el precio final de venta, que es modificado electrónicamente desde la central. Se quita poder de decisión sobre los precios al estacionero, logrando la comercializadora una integración vertical más efectiva. Con el fin de que acepten la nueva modalidad contractual, las comercializadoras ofrecen a los estacioneros financiación para remodelaciones y capital de trabajo. Aquellos que no aceptan el cambio de modalidad permanecen con el contrato ya en vigencia. Sería interesante conocer si las estaciones que no se adhieren al sistema de consignado se adscribirán a esta nueva modalidad en el futuro, cambiarán de bandera o pasarán a ser estaciones blancas.
Todas las alternativas contractuales anteriormente explicadas que son utilizadas por las empresas comercializadoras y los estacioneros se pueden interpretar como acuerdos que logran distinto grado de integración vertical. El principal incentivo que tienen las comercializadoras para integrarse verticalmente es proteger el valor de su marca. Además, en ausencia de restricciones contractuales, las decisiones de precios y calidad de los servicios que toman los estacioneros pueden no coincidir con los intereses de la firma comercializadora.
A continuación se presenta una breve explicación de integración vertical y las modalidades institucionales a través de las cuales se lleva adelante. Su comprensión es importante porque el tipo de relación entre empresas comercializadoras y estacioneros influye en la intensidad de la competencia en este mercado.
3.3
INTEGRACIÓN VERTICAL
Por integración vertical se entiende la combinación de dos o más procesos de producción bajo la propiedad y control de una sola firma. La integración vertical puede manifestarse a través de la fusión de dos firmas independientes o por la expansión de una firma en un mercado verticalmente relacionado.
59
No hay un nivel “natural” de integración. Por el contrario, varios niveles de integración pueden surgir dependiendo de la eficiencia y beneficios que las firmas puedan obtener en los distintos mercados en los que operan. El estado de la tecnología, el costo de los factores, las leyes (p. ej. las leyes impositivas) así como las oportunidades de incrementar el poder de mercado, son variables relevantes para determinar el grado de integración vertical en un mercado.
La interacción de oferentes y demandantes en un mercado “spot” es el polo opuesto a la integración vertical. Entre las transacciones en un mercado “spot” y la integración vertical dada por fusiones existe una amplia variedad de arreglos o prácticas verticales. Estos arreglos son acordados por las partes y limitando el comportamiento de una o ambas partes se alcanzan distintos niveles de integración vertical. Dentro de estos arreglos se encuentran los contratos a largo plazo, franquicias, licencias, distribución exclusiva, restricciones territoriales y fijación del precio de venta.
Antes de 1960 no existían análisis económicos rigurosos del impacto de los arreglos verticales y de la integración vertical sobre el bienestar económico general. La actitud acerca de estas prácticas era ambivalente. Se reconocía su posible contribución para aumentar la eficiencia pero también se sospechaba que estas prácticas eran utilizadas para crear o incrementar el poder de mercado a través de restricciones al acceso de los mercados. 21 Análisis económicos más recientes han demostrado que las prácticas parciales o la integración vertical completa pueden representar reacciones eficientes a imperfecciones del mercado, entre las que se puede mencionar externalidades, limitaciones de información, “free-riding” y limitaciones en los contratos formales. La fijación de precios de venta, por ejemplo, puede ser vista como un instrumento utilizado por una empresa manufacturera para impedir que los puntos de venta apliquen una política de precios que disminuya el valor de la marca. Las restricciones territoriales pueden evitar la duplicación de los esfuerzos de venta y el free-riding entre vendedores de la misma marca. Una firma manufacturera puede implementar un sistema de distribución exclusiva para focalizar los esfuerzos de venta y evitar que otras empresas manufactureras hagan free-riding de los costos de venta. Los contratos de largo plazo disminuyen la incertidumbre permitiendo mayores inversiones. Una franquicia permite 21
La integración vertical puede ser utilizada por una firma para limitar el acceso de sus competidores a proveedores o distribuidores, pudiendo la firma de este modo ejercer un mayor poder de mercado.
60
al titular de una idea original expandir y mantener controles de calidad sobre su uso sin la necesidad de participar directamente en su producción (en la que puede tener poca habilidad o experiencia). La integración vertical completa puede ser entendida como una forma de asegurarse el control de los procesos productivos y de internalización de externalidades. Bajo ciertas circunstancias, también es un modo de evitar el problema de monopolios sucesivos o “doble margen”. 22
Sin embargo, las prácticas antes mencionadas pueden ser instrumentos que incrementen el poder de mercado o mejoren su ejercicio. Muchas de estas prácticas pueden ser utilizadas para discriminar precios y así aumentar los beneficios 23 . Por ejemplo, las restricciones territoriales pueden permitir a una firma imponer precios mayores en áreas donde la demanda es menos elástica. Otras prácticas pueden elevar las barreras a la entrada o aumentar los costos de los competidores presentes y potenciales. La distribución exclusiva, que restringe el acceso de otras firmas a los puntos de venta, puede elevar los costos a los potenciales entrantes si existen razones que impiden establecer nuevos puntos de venta (por ejemplo condiciones de seguridad o escasez de terrenos disponibles). Atar la venta de un bien a la adquisición de otro complementario (“tying”) puede aumentar el precio de venta del paquete. Bajo ciertas circunstancias, estas prácticas pueden ocultar prácticas colusivas horizontales que tengan por objeto incrementar los precios o establecer barreras a la entrada de competidores potenciales.
Se debe resaltar que el uso de estas prácticas con fines anticompetitivos requiere la presencia real o potencial de poder de mercado así como barreras a la entrada en el mercado relevante. De esta manera, cuando no existe poder de mercado, las consecuencias de las prácticas verticales se pueden suponer benignas.
3.4
LOS CONTRATOS EN ARGENTINA
De acuerdo a la Cámara de la Industria del Petróleo, el sector comercial de combustibles argentino brinda una oferta global de gran calidad al consumidor: tiendas de
22
El problema de doble margen se produce cuando una firma aguas arriba con poder de mercado le vende a otra firma aguas abajo que también tiene poder de mercado. La firma aguas arriba puede considerar que el precio final del producto es demasiado alto (porque incluye el margen de la firma aguas abajo) lo que genera un nivel de consume ineficientemente bajo. 23 Las consecuencias que la discriminación de precios tiene sobre el bienestar social son ambiguas.
61
conveniencia, lava-coches y sistemas de pago inteligente, todo en un ámbito seguro. Tener una estación que provee combustible de alta calidad y un conjunto de servicios adicionales exige grandes inversiones siendo las mismas petroleras las que participan de las inversiones del operador otorgándole créditos al empresario en mejores condiciones que las de plaza.
Por ello, continúa el argumento de la Cámara de la Industria del Petróleo, es lógico que existan relaciones de más largo plazo entre el pequeño empresario y la petrolera. Para la petrolera es fundamental contar con una seguridad en el tiempo que le permita el planeamiento a mediano plazo de sus canales de comercialización, a la hora de aceptar compartir la inversión con el estacionero. No suena razonable que, después de este financiamiento, los representantes de los estacioneros pretendan utilizar esa infraestructura para comercializar productos de terceros. A los estacioneros, los contratos con las petroleras les aseguran la fluidez del suministro de los productos de la marca, la recepción en forma gratuita de los tanques, surtidores, emblemas, asesoramiento y control de las instalaciones. A su vez, los contratos les permiten aprovechar los beneficios derivados del prestigio de la marca y de las inversiones en marketing que se realizan para sustentarla.
No se discute en ninguna parte de la presentación la duración de los contratos. La única mención indica implícitamente que no se debería limitar su duración porque “los contratos son libremente pactados entre las partes y si ambas lo firman es porque encuentran valor agregado. Los hay de distintos plazos y establecen los derechos y obligaciones de cada parte.”
Resolución 25/2000. Secretaría de Energía A través de la Resolución 25, la Secretaría de Energía ha creado el Registro de Contratos con el fin de obtener mayor información acerca de la relación entre las petroleras y los operadores de bocas de expendio de combustibles.
Sobre un total de, aproximadamente, 6500 estaciones de servicio en actividad, han contestado (hasta la fecha de elaboración de este informe, Agosto del 2000) 1560
62
estaciones que operan bajo una bandera y que han firmado un contrato de exclusividad a partir de 1990, año en que se desreguló el mercado de combustibles argentino. Se supone en el análisis que aquí se realiza, que la muestra es lo suficientemente importante para que los cálculos realizados no presenten sesgos estadísticamente significativos.
El Gráfico 1 presenta las fechas de vencimiento de los contratos. Más de un 10% vencen en el 2000 y en el 2013. El resto de los contratos vencen, en su gran mayoría, entre el 2001 y el 2015, con porcentajes que fluctúan entre el 2 y el 8% del total de las estaciones que han contestado.
Para estudiar con mayor detalle la duración de los contratos se realizaron los Gráficos 2, 3 y 4. Para todo el período bajo estudio (de 1990 hasta el presente), observando el Gráfico 2, se nota que la mayoría de los contratos se pactan a 5, 10 y 15 años (con porcentajes del 15, 35 y 29 por ciento respectivamente). Los contratos con duración mayor a los 10 años representan el 39% del total de los contratos entre estacioneros y petroleras, mientras que aquellos que tienen una duración mayor o igual a los cinco años representan más del 90% del total de los contratos.
Con el objeto de estudiar si hubo un cambio en la política comercial sobre duración de los contratos se subdividió el período bajo estudio en dos 24 , 1990 a 1995 y 1996 al 2000. Se comprueba en los Gráficos 3 y 4 un desplazamiento hacia los contratos de mayor duración. Por ejemplo, la categoría de contratos de 14 a 16 años de duración aumenta de 17% al 35% del total de los contratos. En otras palabras, se nota una tendencia creciente en la duración de los contratos.
Los Gráficos 5 y 6 presentan información sobre duración de los contratos desagregada por empresa. Exceptuando Refinor, las empresas de bandera “chicas” realizan contratos de menor duración. El Gráfico 6 se realizó exclusivamente con datos de las principales petroleras con el fin de determinar si estas empresas han adoptado políticas homogéneas en lo que a la extensión de los plazos contractuales se refiere. Esta hipótesis puede descartarse porque tanto Eg3 como Shell realizaron en el período 1996 – 2000 24
La elección de los períodos puede ser considerada como arbitraria pero no por ello anula la validez de los argumentos aquí presentados.
63
contratos, en promedio, de una duración similar a la del período 1990 –1995, mientras que los contratos celebrados por Esso con sus estacioneros han sido en el segundo período de menor duración. A diferencia de las empresas anteriormente mencionadas, el promedio de duración de los contratos de YPF con sus estacioneros aumentó significativamente. Por ello, se puede concluir que la tendencia creciente en la duración de los contratos se explica por un cambio en la política comercial de YPF.
Otros aspectos contemplados en la relación contractual entre los estacioneros y las empresas petroleras se ilustran en los Gráficos numerados del 7 al 11. Como se mencionó en la explicación teórica de la modalidad DODO, en Argentina se ha impuesto el consignado como forma de venta en las estaciones de servicio. La empresa que más practica esta modalidad es YPF pues la implementó en el 62% de su red (Gráfico 8).
Las empresas petroleras que operan en Argentina poseen en modalidad COCO un pequeño porcentaje de su red. En Europa, por el contrario, las empresas operan en forma directa, aproximadamente, el 35% de su red. En Argentina, en el caso de producirse cambios en las regulaciones que afectan la duración de los contratos seguramente se afectará la relación DODO/COCO de la red. Un factor que puede ayudar al desarrollo de un proceso de integración vertical es la presencia de una opción de compra en el contrato con las estaciones de servicio. En el Gráfico 9 se nota que Shell es la empresa que más opciones de compra posee en su red (71%) mientras que las otras empresas grandes la siguen, en promedio, con un 40%.
Una variable clave para justificar los acuerdos verticales exclusivos entre las petroleras y los estacioneros de su red es la inversión en imagen y marca. Una buena parte de esta inversión se destina a obras que tienen por objeto estandarizar una serie de servicios que se deben prestar en todas las estaciones de la red. Aproximadamente el 30% de las estaciones que contestaron la encuesta declararon poseer préstamos para obras. El promedio está sesgado hacia arriba por la empresa Esso que otorgó préstamos al 41% de su red (ver Gráfico 10).
64
3.5
LA EXPERIENCIA EUROPEA
La Cámara Patronal EUROPIA justifica la exclusividad de aprovisionamiento de las estaciones de servicio a la necesidad de resguardar las especificaciones del producto, cuidar su seguridad y calidad identificando en todo momento al responsable del producto.
Esta Cámara se opone a la existencia de estaciones de servicio que actúen como centros de distribución de combustible en el cual distintos proveedores compitan entre sí en el mismo establecimiento La razón se encuentra en la multiplicación del número de tanques e instalaciones para cada tipo de producto que haría antieconómica la actividad en atención a los márgenes generados por la comercialización de estos productos. Además, en gran parte de las ocasiones, esta alternativa comercial no es posible de implementarse por las limitaciones de espacio, tanto en los centros urbanos como en las vías de comunicación.
Por ello, la industria entiende que, salvo en supuestos excepcionales (que no aclara) debe descartarse la competencia entre varias marcas de combustibles dentro de un mismo punto de venta, favoreciendo la competencia intermarca. Esta competencia, según la Cámara Europea impulsó la inversión en la mejora de la presentación de las estaciones, del equipamiento y de los servicios a los consumidores, brindando a los consumidores un servicio lo más homogéneo posible en todas las estaciones de la red de una marca. Ello no excluye la competencia intramarca entre los distintos puntos de venta integrados en las redes de una compañía petrolera, cuando éstos sean gestionados por revendedores independientes, con pleno control sobre el precio de venta al público, o por agentes comisionistas que tengan autorizada la realización de descuentos con cargo a su comisión. En tales ámbitos será posible una competencia intramarca, complementaria de la competencia intermarca, sin poner en cuestión las garantías que para los consumidores resultan de la identificación de unos productos y servicios con una determinada compañía petrolera y de la responsabilidad de ésta en relación con su calidad, prestaciones, etc.
En Argentina, el artículo 2 inciso “b” del Decreto PEN 74/98 (reglamentario de la Ley 23.996 sobre impuestos a los combustibles líquidos y gas natural) exigía que aquellas
65
estaciones de servicio que comercialicen productos gravados lo hagan con exclusividad de marca. Esta reglamentación impedía la existencia de centros de venta de combustible de varias marcas en una misma estación de servicio. El Decreto 1305/98 derogó el inciso “b” del Decreto 74/98 por lo cual es posible en Argentina crear estaciones multimarca.
La Unión Europea, a través del Título Tercero del Reglamento 1984/83/CEE reguló las actividades con cláusulas de aprovisionamiento exclusivo. El límite temporal para este tipo de acuerdos ha sido fijado en cinco años. Sin embargo, la comercialización de combustibles se ha beneficiado con una exención que le permitió extender los acuerdos de aprovisionamiento exclusivo hasta un máximo de diez años para permitir la amortización de las inversiones en las estaciones de servicio. La modalidad de reventa 25 es la que resulta expresamente objeto de exención por categoría en el Reglamento 1984/83/CEE sobre los acuerdos de compra exclusiva. No obstante, en los últimos tiempos, la Comisión Europea ha sido proclive a equiparar el régimen de las estaciones de servicio que actúan en régimen de agencia 26 con el de las estaciones revendedoras, aplicándoles por analogía los mismos límites máximos de duración de los contratos, aunque permitiendo el control por las compañías petroleras del precio máximo de venta al público.
En Diciembre de 1999, la Comisión Europea aprobó el Reglamento 2790/99/CE que establece un nuevo sistema de exención de carácter general. Las cláusulas de compra exclusiva se condicionan a que su duración no exceda de cinco años, salvo que el proveedor fuera propietario del punto de venta o lo hubiere arrendado a un tercero independiente del revendedor.
No se establecen en este Reglamento cláusulas de exención específicas para determinados sectores, como los de la cerveza o las estaciones de servicio contemplados en el Reglamento 1984/83/CEE.
25
El operador de la estación de servicio compra en firme el combustible de la compañía petrolera para luego revenderlo.
66
De acuerdo a la industria petrolera europea, el Reglamento 1984/83/CEE ha facilitado un desarrollo satisfactorio de la distribución de combustibles y carburantes en las estaciones de servicio y ha permitido fórmulas de colaboración entre compañías petroleras y “dealers”, sobre cuya base han podido desarrollarse las inversiones requeridas. Si bien se acepta el nuevo plazo máximo de cinco años para la vinculación exclusiva en aquellos puntos de venta propiedad del revendedor o en aquellos donde no se necesitan inversiones adicionales, se pide que por la vía de la exención individual se otorguen plazos mayores que permitan la amortización de las inversiones en los nuevos puntos de venta.
En síntesis, la cámara de la industria del petróleo europea acepta para parte del parque de estaciones de servicio el límite máximo para la duración de los contratos de cinco años, y pide que se otorguen mayores plazos en casos de construcción de nuevas estaciones.
3.5.1
El caso del Reino Unido
En 1998, la OFT (Office of Fair Trading) realizó un estudio para evaluar la competencia en el mercado de combustibles del Reino Unido. Aquí se resumen las principales conclusiones que se obtuvieron en este estudio sobre el rol de los operadores independientes 27 .
La cantidad de operadores independientes ha disminuido en los últimos años y se espera que continúe haciéndolo. Las razones se encuentran en los menores volúmenes de venta respecto a las estaciones COCO y supermercados, y en su menor capacidad financiera.
La pregunta relevante es si la disminución observada en la cantidad de operadores independientes afecta la competencia en un mercado donde la oferta se está concentrando en estaciones de propiedad de las compañías petroleras y supermercados.
26
Las estaciones de servicio actúan como agentes comisionistas que comercializan el producto en nombre y por cuenta de la petrolera. En Argentina se lo denomina régimen de consignación. 27 Aquellos operadores que tienen un contrato de exclusividad con la compañía petrolera bajo la modalidad DODO.
67
La mayoría de los operadores independientes actúan como agentes de las compañías que les abastecen el combustible. La competencia por precio en el nivel minorista está determinado, en gran medida, por los mayoristas y aunque las compañías insisten que los operadores independientes pueden fijar libremente los precios, la magnitud de los ajustes de precios que pueden realizar los operadores son muy reducidas si no cuentan con la asistencia o el acuerdo de los mayoristas.
Existen varias razones por las cuales los mayoristas determinan el precio de los minoristas. Cuando la competencia local determina que los precios al consumidor deben bajar para proteger el volumen de ventas, el mayorista suele otorgar al operador bonificaciones selectivas (SPS, selective price support). Las bonificaciones especiales son otorgadas con la condición de que el menor precio del producto sea trasladado completamente al consumidor.
Las muy publicitadas iniciativas de precios de las compañías han estado asociadas con las grandes marcas y no con operadores particulares. Las marcas no podrían realizar campañas acerca de los precios si no tuvieran un control estricto de los precios en sus estaciones de servicio, sean estas independientes o propias.
En general, los operadores independientes no están dispuestos a reducir sus márgenes. Esto lo demuestra una encuesta de la OFT, quien argumenta que la mayor parte del riesgo asociado con cambios en las condiciones de competencia local e iniciativas de política comercial son asumidos por la compañía petrolera.
La OFT resalta que si bien el sector de estacioneros independientes está disminuyendo tanto en puntos de venta como en volumen por establecimiento (aunque en 1998 este sector aún representaba más del 50% del mercado), su menor importancia no está afectando la competencia. El sector más dinámico pasó a ser el de los supermercados, aumentando su participación en las ventas año tras año a través de agresivas políticas de precios.
En un apartado de las conclusiones de este estudio, se enfatiza el rol que poseen los operadores independientes y los contratos que los ligan con las petroleras: “los estacioneros independientes de modo alguno juegan un rol insignificante en el mercado. 68
Buscando las mejores condiciones de precios mayoristas y otros servicios una vez concluido su contrato, el estacionero independiente es un agente clave para la competencia. Mientras más largos sean los contratos y menos la cantidad de marcas alternativas, más difícil será para los estacioneros mejorar la competencia en el mercado”. Vale aclarar que la duración de los contratos en el Reino Unido fluctúa entre tres y cinco años y que la OFT enfatiza que la tendencia creciente hacia la integración vertical no será un problema siempre y cuando la competencia entre supermercados y petroleras y de supermercados entre sí, siga teniendo vigor.
3.6
COMPETENCIA INTRAMARCA EN ARGENTINA : UNA APROXIMACIÓN.
La Secretaría de Energía comenzó a publicar, recientemente, un boletín mensual de precios de los combustibles. En este documento se presenta información de precios en surtidor para distintas ciudades y localidades del país. En cada zona relevada se toman muestras de precios de algunas estaciones de servicio siendo la mayoría de bandera y otras blancas (en el informe a las últimas se las denomina “sin marca”).
Con el objeto de evaluar la competencia intramarca, tomando los datos del boletín de la Secretaría de Energía, se realiza un estudio muy simple 28 de las diferencias de precios entre estaciones de una misma bandera. En aquellas localidades donde se relevó más de una estación de la misma bandera se constató si los precios eran iguales o distintos. El estudio se realizó tomando los informes mensuales de Abril y Julio del año 2000 por ser el primero y el último disponible en la fecha de elaboración de este trabajo.
En el cuadro 4 se nota que el sector de las estaciones blancas posee mayor variabilidad de precios. Si bien no se presenta evidencia alguna que mida la magnitud en la varianza de los precios, se podría demostrar que ésta es mucho mayor en las estaciones sin marca. A su vez, se debe señalar que las diferencias en los precios entre las estaciones de una misma bandera son más pronunciados en las zonas rurales o en aquellas donde se incluyen estaciones que están en rutas o caminos alejados de los centros urbanos. Aparentemente, las marcas son capaces de imponer un precio más homogéneo en los centros urbanos. 28
Este estudio es un “educated guess” debido a la escasa información disponible. La reducida cantidad de observaciones no permite obtener conclusiones estadísticamente robustas.
69
Si se dispusiera de información más detallada se compararían los precios sugeridos por las petroleras con los que fijan los estacioneros. Pero para poder realizar esta comparación se necesita información sobre precios sugeridos y bonificaciones en cada localidad.
3.7
COMENTARIOS Y R ECOMENDACIONES DE POLÍTICAS PARA INCREMENTAR LA COMPETENCIA .
La comercialización a través de estaciones de servicio se puede subdividir en: •
Estaciones con bandera (aproximadamente el 90% del mercado) entre las que están YPF, Shell, Esso, EG3 y otras;
•
Estaciones sin bandera, también llamadas blancas;
•
Estaciones pertenecientes a hipermercados, que tienen muy escasa presencia en el mercado argentino.
El consumidor argentino percibe una importante diferencia en la calidad del combustible adquirido en las estaciones de marca y las estaciones blancas. Se cree que la probabilidad de comprar combustible adulterado es mayor en las estaciones de servicio blancas. Como el consumidor no puede comprobar la calidad del producto antes de comprarlo, está dispuesto a pagar más por el combustible vendido en estaciones con marca para reducir de este modo la probabilidad de cargar combustible adulterado.
Además de existir diferencias en la percepción de los consumidores acerca de la calidad de los combustibles de las estaciones de marca y sin marca, también existen diferencias en la valoración que los consumidores tienen de la calidad de los combustibles entre las marcas. Así lo demuestran los distintos precios de las compañías petroleras, que pueden explicarse porque el consumidor percibe que algunas compañías son capaces de controlar mejor que otras la calidad de los combustibles vendidos en sus estaciones de servicio.
La literatura económica señala que la existencia de un producto diferenciado permite reducir la competencia por precios. Uno podría pensar que el combustible es un producto homogéneo y que el componente de diferenciación se obtiene a través de la
70
localización y servicios adicionales que prestan las estaciones de servicio. En el mercado de combustibles argentino la ponderación que posee la calidad incierta del combustible como factor explicativo de la diferenciación del producto es mucho mayor al factor de servicios heterogéneos entre las marcas.
Las medidas que lleven a reducir la diferenciación originada en la posible adulteración del combustible ayudarían a homogeneizar el producto, lo que se traduciría en una mayor competencia por precio. Resulta necesario entonces mejorar el control sobre las estaciones de servicio, especialmente (pero no de modo excluyente) sobre las estaciones blancas que son las que poseen mayores problemas de adulteración.
Un sistema de multas y clausuras severas sería el instrumento ideal a utilizar para solucionar este problema. Si el estacionero que adultera gasolina percibe que la probabilidad de castigo es muy baja no va a discontinuar estas prácticas ilegales. Por ello, el diseño e implementación de las multas tienen que ser efectivos.
Las multas sobre el sector de las estaciones blancas pueden tener un efecto de corto plazo negativo. Los consumidores, al notar clausuras en estaciones blancas pueden interpretar que todas las estaciones blancas venden combustible adulterado (al entender que las que continúan operando todavía no han sido controladas) incrementando así la diferenciación entre las estaciones con y sin marca. Por ello, una medida complementaria a las multas sería otorgar premios a aquellas estaciones que cumplen con los requisitos de calidad del combustible. Un premio posible sería la instalación de obleas fácilmente visibles que indiquen que se ha certificado la buena calidad del combustible vendido. De esta manera se premiaría a los estacioneros que cumplen con las leyes y se evitaría al mismo tiempo el posible efecto negativo sobre la diferenciación del producto que podría tener la implementación exclusiva de un sistema de multas.
Junto con estas sanciones se deberían tomar medidas que eliminen la comercialización de combustible “informal”. La venta de combustible a un precio significativamente menor, lograda mediante evasión impositiva es una forma de competencia desleal además de constituir un delito contra el fisco. La consecuencia más importante que tiene la comercialización de combustible “informal” es que dificulta el desarrollo de un
71
mercado mayorista de combustibles porque una estación sin marca que compra combustible adulterado implica un demandante menos en el mercado mayorista 29 .
La opinión vertida en los párrafos anteriores coincide con la expresada por el Dr. Sturzenegger, quien en una nota para el diario La Nación argumentó, al comentar el por qué existen diferencias de precios importantes en una zona del Gran Buenos Aires, lo siguiente “La respuesta es probablemente que el consumidor considera que no garantiza [la estación barata sin marca] la misma calidad de producto que el de las otras [las estaciones de marca con precios más altos]. Es por ello que lo que el Gobierno debería hacer es controlar estrictamente la calidad del producto que se vende en cada estación de la Argentina. Esto inducirá una “comoditización” del producto que les permitirá, particularmente a las estaciones blancas, competir más efectivamente con las grandes”.
Además de homogeneizar la calidad del combustible en el mercado minorista, se debería estimular la apertura de nuevas bocas de expendio en los supermercados. En la mayoría de los países europeos, la entrada de los supermercados vigorizó la competencia por precios. El problema más importante para el desarrollo de estos puntos de venta alternativos es el abastecimiento. Dado el escaso desarrollo del mercado mayorista, y la muy pequeña participación de mayoristas importadores que sean independientes de las petroleras, es difícil que aparezcan proveedores interesados en suministrarles combustibles a los supermercados sin fijarles precios mínimos de reventa. Resulta improbable que las compañías petroleras consideren rentable la venta de combustibles en gran escala a supermercados cuya competencia puede luego forzarlas a reducir los precios en las estaciones de su red para mantener la participación de mercado. El caso de Carrefour puede interpretarse como un caso “testigo” por parte de EG3 30 . La entrada de esta cadena provocó guerras de precios en las zonas circundantes, manteniéndose el precio en niveles inferiores a los existentes antes de la entrada de Carrefour. Ni EG3 ni ninguna otra petrolera han realizado, a partir de la experiencia de Carrefour, ningún acuerdo con esta u otra cadena de hipermercados. Esto
29
Las estaciones de bandera también venden combustible adulterado. Pero este hecho no tiene importancia para el desarrollo del mercado mayorista porque estas estaciones deben comprar el insumo exclusivamente a la petrolera que posee su bandera. 30 Carrefour realizó un acuerdo de compra exclusiva a Eg3 para vender combustibles en estaciones localizadas en los hipermercados. Estas estaciones, con bandera Eg3 y modalidad auto servicio empezaron a operar en 1997 en la localidad de Moreno en la Provincia de Buenos Aires.
72
indicaría que no resulta conveniente ser proveedor de una nueva alternativa de venta que pueda constituirse en un fuerte competidor.
Desde la desregulación del mercado de combustibles se observa una tendencia creciente en la duración de los contratos (especialmente en el caso de YPF). Cuáles pueden ser las causas que promueven la ampliación de los plazos contractuales? Una posibilidad es que la competencia se haya orientado a la provisión de servicios (mini mercados, lavacoches y otros) además de la venta de combustible. Las petroleras, al financiar las inversiones en las estaciones de servicio necesitan mayores plazos para amortizar la inversión.
Si bien el argumento expresado en el párrafo anterior puede ser correcto, el incremento en la duración de los contratos puede ser utilizado como un desincentivo para un entrante potencial. Se podría argumentar que un entrante tiene la libertad legal de instalar cuantas estaciones desee sin restricción alguna (respetando, se entiende, las medidas de seguridad aplicables en este sector). Sin embargo, sería más conveniente para un entrante montar parte de su red de distribución con estacioneros que anteriormente operaban con otra bandera. La principal ventaja que resulta de captar un estacionero con cierta experiencia es su conocimiento de las condiciones locales del mercado y la red de clientes que tiene. Además, las perspectivas de una entrada exitosa con una red de distribución no preexistente se reducen en un mercado donde los volúmenes de venta del combustible con mayor margen (nafta súper) se están reduciendo 31 .
El establecer un límite a la duración de los contratos de aprovisionamiento exclusivo entre las comercializadoras y los estacioneros, reduciría las barreras a la entrada. De este modo se permitiría una mayor rotación de las estaciones entre marcas, facilitando la entrada de una nueva firma al incrementarse notablemente la liquidez en el mercado de contratos, y por lo tanto el acceso a puntos de venta. Además de la posible entrada de una nueva firma se impulsaría el desarrollo de un mercado mayorista que necesita de puntos de venta para poder crecer.
31
De acuerdo a distintas fuentes de las empresas petroleras más importantes, el mercado de estaciones de servicio en Argentina se encuentra “saturado”.
73
La entrada a un mercado con las características presentes en la distribución de combustibles necesita de una escala mínima eficiente para aprovechar las economías de escala presentes en el segmento de distribución. Un mercado más líquido de contratos brinda las condiciones para que un entrante, o una empresa pequeña que desee expandirse para competir más vigorosamente, alcance la masa crítica necesaria para optimizar costos.
Un efecto colateral inmediato que puede ocasionar la fijación de un límite máximo a la duración de los contratos es la integración vertical. Las petroleras, al ver reducida la capacidad de control temporal sobre parte de su red, pueden intentar comprar las estaciones de terceros que operan con su marca (en modalidad DODO) obteniendo así el control de su red sin límites de tiempo. Si bien este efecto es posible, existen motivos por los cuales las petroleras no necesariamente se inclinarían por adquirir las estaciones de servicio. Capacidad de control, conocimiento de características propias de los mercados locales, problemas de diseño de incentivos para empleados a cargo de estaciones propias, son variables que las petroleras tomarán en cuenta en el momento de decidir si les es conveniente integrarse verticalmente.
Del estudio del mercado argentino y de la experiencia internacional se desprende que no resulta conveniente limitar completamente la integración vertical. En general, como se describió en el apartado de integración vertical, existen eficiencias significativas cuando se integran los procesos de producción y distribución. Supongamos que se prohibe la integración vertical. Nada impide en este caso que se conformen grupos de estaciones de servicio que ejerzan poder de mercado a partir de situaciones de dominio en distintos mercados, perjudicando de este modo la competencia por precios y por lo tanto el interés económico general. En este caso, las petroleras, operando parte de la red podrían evitar el ejercicio de poder de mercado compitiendo con sus estaciones propias.
El proceso de integración vertical se verá reforzado en el caso de existir cláusulas abusivas en los contratos que ligan a las petroleras con los estacioneros. Estas cláusulas pueden ser utilizadas por las petroleras para forzar al estacionero a salir del mercado, reduciendo el valor de su establecimiento, pudiendo ejercer (si la hubiera) una opción de compra a un precio bajo. Por ello, deben estudiarse en detalle los contratos de todas las petroleras y establecer si existen cláusulas abusivas. 74
En la situación actual, donde no se fijan límites ni a la duración de los contratos ni a la cantidad de estaciones que se pueden operar en modalidad COCO o CODO, las petroleras más grandes operan en propiedad menos del 10% de su red. Es decir, reconocen los beneficios derivados de la modalidad DODO.
El límite aquí sugerido, de cinco años, no debería operar como una restricción significativa y en modo alguno se aparta de los plazos fijados por otros países. Por ejemplo, como se describió con anterioridad, la Comunidad Económica Europea estableció cinco años como límite máximo para la duración de los contratos. En el Reino Unido, la mayoría de los contratos tienen una duración comprendida entre tres y cinco años.
Reconociendo el rol que las comercializadoras cumplen al facilitar el acceso al crédito a los estacioneros, se sugiere un plazo contractual máximo de ocho años para aquellas estaciones de servicio nuevas. Así se permite amortizar el capital invertido.
Al fijar un plazo máximo contractual no se intenta limitar el retorno sobre el capital inmovilizado en este sector. Sería demasiado ambicioso pretender saber cual es la tasa de retorno y amortización del capital sin conocer detalladamente los costos, especialmente el riesgo de la actividad tal como lo perciben las empresas petroleras y los estacioneros para la toma de decisiones.
De establecerse un límite a los contratos, la nueva regulación debería aplicarse en el momento de la renovación de los contratos para respetar la seguridad jurídica de los mismos.
Tanques Más del 80% de los tanques instalados en las estaciones de servicio están en comodato (Gráfico 11). Esta modalidad operativa puede tener consecuencias negativas sobre la competencia. Si una empresa petrolera obliga al estacionero a sacar los tanques en el caso que este decida no renovar el contrato y se niega a venderle los tanques al precio de mercado, estaría aumentando injustificadamente el costo que tiene para el estacionero cambiar de bandera o pasar a ser independiente. Para evitar este tipo de 75
comportamiento, los contratos que ligan a las empresas petroleras con los estacioneros deben incluir una cláusula que permita la compra por parte del estacionero, a un precio razonable, del equipamiento otorgado en comodato.
3.8
SÍNTESIS DE POSIBLES MEDIDAS
1. Se propone limitar la duración de los contratos de abastecimiento exclusivo de productos a un máximo de:
-
estación de servicio que renueva contrato (o cambia de bandera): cinco (5) años
-
estación de servicio nueva (o aquella que realiza el primer contrato exclusivo): ocho (8) años;
2. Se propone limitar la cantidad de estaciones de servicio que pueden estar integradas verticalmente (aquellas que operan en modalidad COCO o CODO32 ) al 40% de la red de estaciones de cada bandera que operan bajo contratos de exclusividad.
3. Se requiere que todo nuevo contrato de suministro exclusivo prevea la venta del equipamiento otorgado en comodato a precios de mercado a la fecha de finalización del contrato.
4. Deben reconsiderarse los sistemas de monitoreo de calidad de los combustibles que se utilizan en la actualidad, con el fin de que los mismos resulten más eficaces. En este sentido, se debe diseñar un sistema de premios y castigos en virtud del cual se impongan multas y clausuras o se otorguen certificados de buena calidad fácilmente identificables por los consumidores. Este sistema de premios y castigos contribuirá a que el estacionero sancionado no adultere combustibles, generando así un mecanismo disuasivo para el resto de los estacioneros. Esta tarea de monitoreo debe ser realizada por la Secretaría de Energía.
32
COCO: La empresa petrolera es dueña de la estación de servicio y sus empleados la operan directamente CODO: la empresa petrolera es dueña de la estación de servicio pero un tercero la opera a través de una franquicia o alquiler.
76
77
3.9
CUADROS Y GRÁFICOS DEL CAPÍTUO 3
78
Cuadro 1 Número de Estaciones de Servicio por Bandera 1990
% Total
Ypf
2909
54.78
Esso
947
Shell
952
Eg3 Sol
1991
% Total
1992
% Total
1993
% Total
1994
% Total
1995
% Total
1996
% Total
1997
% Total
1998
% Total
2793
52.31
2789
51.37
2753
51.70
2699
48.82
2665
44.88
2581
42.77
2537
40.49
17.83
947
17.74
996
18.35
1003
18.84
1033
18.69
1062
17.88
974
16.14
976
15.58
17.93
1013
18.97
1002
18.46
933
17.52
941
17.02
993
16.72
1020
16.90
1068
17.04
502
9.45
575
10.77
601
11.07
565
10.61
594
10.75
623
10.49
577
9.56
622
9.93
0
0.00
11
0.21
20
0.37
23
0.43
50
0.90
71
1.20
103
1.71
146
2.33
SIN
SIN
DATOS
DATOS
Rhasa
0
0.00
0
0.00
0
0.00
N.D
N.D
N.D
N.D
29
0.49
37
0.61
54
0.86
Refinor
0
0.00
0
0.00
0
0.00
N.D
N.D
N.D
N.D
14
0.24
30
0.50
42
0.67
San
0
0.00
0
0.00
0
0.00
N.D
N.D
N.D
N.D
38
0.64
39
0.65
46
0.73
Blancas
0
0.00
0
0.00
21
0.39
48
0.90
211
3.82
443
7.46
673
11.15
775
12.37
TOTAL
5310
Lorenzo
5339
5429
5325
Fuente: Anuarios de la Secretaría de Energía
79
5528
5938
6034
6266
Cuadro 2 YPF Buenos Aires 961 Capital Federal 142 Catamarca 20 Córdoba 331 Corrientes 60 Chaco 52 Chubut 45 Entre Ríos 116 Formosa 24 Jujuy 22 La Pampa 57 La Rioja 30 Mendoza 142 Misiones 61 Neuquen 48 Río Negro 66 Salta 62 San Juan 47 San Luis 37 Santa Cruz 27 Santa Fe 284 Santiago del 47 Estero Tierra del Fuego 8 Tucumán 64 TOTAL 2753 % BANDERA 51.68 Fuente: Secretaría de Energía
DAPSA
Estaciones de Combustibles Líquidos y Duales. 1994 EG3 ESSO SHELL SOL BLANCAS Total
0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
366 48 0 27 0 0 23 13 0 0 15 0 1 0 8 0 0 0 0 8 56 0
395 74 4 145 20 17 5 44 5 3 23 4 15 16 7 14 6 9 6 0 169 7
429 115 1 93 14 9 4 51 3 1 10 4 24 8 3 9 3 8 6 0 125 5
20 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
30 0 0 2 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 14 0
2201 384 25 598 94 79 77 224 32 26 105 38 183 85 66 89 71 64 49 35 648 59
0 0 2 0.04
0 0 565 10.61
0 15 1003 18.83
0 8 933 17.51
0 0 23 0.43
0 0 48 0.90
8 87 5327
80
% PROVINCIA 41.32 7.21 0.47 11.23 1.76 1.48 1.45 4.20 0.60 0.49 1.97 0.71 3.44 1.60 1.24 1.67 1.33 1.20 0.92 0.66 12.16 1.11 0.15 1.63
Cuadro 3 YPF
DAPSA
Buenos Aires 845 6 Capital Federal 121 3 Catamarca 16 0 Córdoba 317 1 Corrientes 53 1 Chaco 53 0 Chubut 49 0 Entre Ríos 110 0 Formosa 27 0 Jujuy 23 0 La Pampa 51 0 La Rioja 24 0 Mendoza 148 0 Misiones 44 0 Neuquen 46 0 Río Negro 59 0 Salta 60 0 San Juan 44 0 San Luis 37 0 Santa Cruz 32 0 Santa Fe 277 0 Santiago del 44 0 Estero Tierra del Fuego 10 0 Tucumán 47 0 TOTAL 2537 11 %BANDERA 40.22 0.17 Fuente: Secretaría de Energía
357 37 1 42 0 3 33 19 0 0 14 1 6 0 10 21 1 2 4 11 57 1
Estaciones de Combustibles Líquidos y Duales. 1998 ESSO SHELL SOL RHASA REFINOR SAN CONOR BLANCAS LORENZO 389 462 124 31 0 1 0 357 69 113 19 9 0 0 0 26 4 2 0 0 1 1 0 8 135 99 1 2 6 12 1 65 18 22 0 1 0 3 0 5 12 23 0 0 4 0 0 16 6 1 0 2 0 0 0 10 41 63 0 5 0 5 1 33 5 5 0 0 0 0 0 9 4 6 0 0 6 0 0 1 29 14 0 0 0 0 0 8 4 4 0 0 2 0 0 0 17 34 0 1 0 0 0 25 12 17 0 2 0 0 0 10 8 4 0 0 0 0 0 5 12 19 0 0 0 0 0 9 4 5 0 0 12 0 0 12 9 7 0 0 0 1 0 3 7 4 0 0 0 2 0 8 2 0 0 0 0 0 0 2 166 146 2 1 0 13 10 142 8 5 0 0 2 2 0 8
0 2 622 9.86
0 15 976 15.47
EG3
0 13 1068 16.93
0 0 146 2.31
0 0 54 0.86
81
0 9 42 0.67
0 6 46 0.73
0 0 12 0.19
0 13 775 12.29
PDP
Total
% PROVINCIA
10 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 6 0
2582 398 33 681 103 111 101 278 46 40 116 35 231 85 73 121 94 66 62 47 820 70
40.93 6.31 0.52 10.80 1.63 1.76 1.60 4.41 0.73 0.63 1.84 0.55 3.66 1.35 1.16 1.92 1.49 1.05 0.98 0.75 13.00 1.11
0 0 19 0.30
10 105 6308
0.16 1.66
Cuadro 4 Abril del 2000 ESSO Super Precios Distintos Precios Iguales
Gasoil 7 4
Super 4 4
Precios Distintos Precios Iguales
Gasoil 7 6
Super Precios Distintos Precios Iguales
Gasoil 14 10
Super 4 4
4 11
Gasoil 8 12
Super 8 12
Gasoil 9 10
Super 7 8
6 13
Gasoil 13 12
6 0
Super 7 18
Gasoil 9 3
12 2
SIN MARCA YPF Super
Gasoil 14 18
Gasoil 5 0
SIN MARCA YPF Super
SHELL
Gasoil 9 4
Gasoil 5 8
EG3
Super 13 9
SIN MARCA YPF Super
SHELL
Gasoil 5 2
Total Abril y Julio ESSO
Super 3 4
EG3
Super 9 5
SHELL
Gasoil 4 2
Julio del 2000 ESSO Super
EG3
Gasoil
Super
Gasoil
10 24
21 24
15 30
14 3
18 2
Precios Distintos 58.3% 59.1% 69.2% 46.7% 43.8% 29.4% Precios Iguales 41.7% 40.9% 30.8% 53.3% 56.3% 70.6% Fuente: Elaboración propia con datos de los Boletines de Precios, Secretaría de Energía
46.7% 53.3%
33.3% 66.7%
82.4% 17.6%
90.0% 10.0%
82
GRAFICO 1
VENCIMIENTO DE LOS CONTRATOS 12.0%
10.4%
10.2%
Porcentaje de Vencimientos
10.0%
8.0%
7.7%
7.4%
7.3% 6.9% 6.4% 6.1%
6.0%
5.9%
6.0%
5.2% 4.9%
4.0%
3.9%
3.7%
2.8%
2.0%
1.6%
0.6%
0.8% 0.2%
0.0% 2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
83
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
GRAFICO 2
DURACION DE LOS CONTRATOS 40.0% 35.1% 35.0% 29.3%
30.0%
Porcentaje
25.0%
20.0% 15.0% 15.0%
10.0%
5.0%
2.8%
4.6%
3.8%
3.6%
2.5%
2.3% 1.1%
0.1%
0.0% 0a2
2a4
4a6
6a8
8 a 10
10 a 12
84
12 a 14
14 a 16
16 a 18
18 a 20
20 o mas
GRAFICO 3
DURACION DE LOS CONTRATOS ENTRE 1990 Y 1995 50.0%
44.3%
45.0%
% de los contratos del período
40.0%
35.0%
30.0%
25.0% 22.2% 20.0% 17.1% 15.0%
10.0%
4.3%
5.0% 0.8%
2.4%
1.4%
2.2%
1.8%
3.0% 0.0%
0.4%
20 a 22
y mayor...
0.0% 0a2
2a4
4a6
6a8
8 a 10
10 a 12
12 a 14 Años
85
14 a 16
16 a 18
18 a 20
GRAFICO 4
DURACION DE LOS CONTRATOS ENTRE 1996 Y 2000 40.0%
34.7%
35.0% 30.7%
% de los contratos del período
30.0%
25.0%
20.0%
15.0% 11.6% 10.0%
5.0%
4.8%
4.7%
4.1%
3.6%
2.5%
2.2% 0.6%
0.0%
0.3%
20 a 22
y mayor...
0.0% 0a2
2a4
4a6
6a8
8 a 10
10 a 12
12 a 14 Años
86
14 a 16
16 a 18
18 a 20
GRAFICO 5
DURACION PROMEDIO DE LOS CONTRATOS POR BANDERA 16
14 14
12
12
12 11
11
10 10
Años
9
9
8
6 6
4
2
0 Dapsa
Eg3
Esso
Refinor
Rhasa
87
Shell
SL
Sol
Ypf
GRAFICO 6
CONTRATO PROMEDIO POR BANDERA 14.0
13.3 12.3 12.0
12.0 11.1 10.3 10.0
9.3
8.9
8.6
Años
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0 EG3
ESSO
SHELL 1990 - 1995
88
1996 - 2000
YPF
GRAFICO 7
OPCION DE RENOVACION DE LOS CONTRATOS
6.5% 7.6%
85.9%
Automática
Unilat. A Favor del Estacionero
89
Unilat. A Favor de la Petrolera
GRAFICO 8
VENTAS MODALIDAD CONSIGNADO 70.0%
62.5% 60.0%
49.1%
50.0%
42.2%
Porcentaje
40.0%
30.0%
20.0%
10.0% 4.6%
0.0% Ypf
Shell
Esso
90
Eg3
GRAFICO 9
OPCION DE COMPRA DE LAS ESTACIONES DE SERVICIO
80.0%
70.8% 70.0%
60.0%
50.0%
46.6%
Porcentaje
43.8% 40.0%
33.1% 30.0%
20.0%
10.0%
0.0% Ypf
Shell
Esso
91
Eg3
GRAFICO 10
PRESTAMOS PARA OBRAS 45.0% 41.3% 40.0%
35.0%
30.0%
Porcentaje
26.4%
26.4%
25.0%
20.0% 20.0%
15.0%
10.0%
5.0%
0.0% Ypf
Shell
Esso
92
Eg3
GRAFICO 11
ESTACIONES CON BIENES EN COMODATO 100.0%
90.0%
80.0%
70.0%
Porcentaje
60.0%
50.0%
40.0%
30.0%
20.0%
10.0%
0.0% Ypf
Shell
Esso Tanques
Surtidores
93
Carteles
Eg3
94
4 •
Bibliografía Abdala, Manuel A. y Coloma, Germán: “Defensa de la Competencia: Competencia y Poder de Mercado en Combustibles Líquidos,” LECG, N° 55 (Marzo de 2000).
•
Borenstein, Severin, Cameron, Colin A.,y Gilbert, Richard, “Do Gasoline Prices Respond Asimmetrically to Crude Oil Price Changes?” Quarterly Journal of Economics N° XX.
•
Borenstein, Severin y Sheppard, Andrea, “Dynamic Pricing in Retail Gasoline Markets,” RAND Journal of Economics, XXVII (1996a), pp. 429-51.
•
Cámara Argentina de la Industria del Petróleo. Comenarios sobre la Industria de Refinación y Comercialización de Petróleo en la Argentina.
•
Carlton, Dennis y Perloff, Joseph. Modern Industrial Organization. Harper Collins College Publishers (1994).
•
Colombetti, Juan Carlos. Evasión Impuesto a la Transferencia de Combustibles.
•
FIEL. “Privatización y Desregulación de la Industria Petrolera,” en: Regulación de la Competencia y los Servicios Públicos. Teoría y Experiencia Argentina Reciente. (1999).
•
Fundenberg, Drew, y Maskin, Eric, “The Folk Theorem in Repeated Games with Discounting or with Incomplete information,” Econometrica, Vol. 54, No. 3 (Mayo de 1986), pp. 533-554.
•
Instituto Argentino de la Energía General Mosconi. “Análisis del Mercado de Combustibles Líquidos en la República Argentina. Comportamiento de los Precios de las Naftas y el Gas Oil desde la Desregulación Petrolera (1992/1999)”, (Abril de 2000).
•
Montamat, Daniel y Petrecolla Diego, “La Competencia en el Mercado de Combustibles en la Argentina,” Publicaciones FADE, Documento N° 17 (Diciembre de 1999).
•
Office of Fair Trading. Competition in the Supply of Petrol in th UK. OFT 230, (Mayo de 1998).
•
Scherer, F. M., “Merger in the Petroleum Industry: The Mobil-Marathon Case (1981),” The Antitrust Revolution. Harper Collins College Publishers (1989).
95
•
Scherer F. M. Industry Structure, Strategy and Public Policy. Hrper Collins College Publishers (1996).
•
Secretaría de Energía. Boletín de Precios de Combustibles, varios números.
•
Secretaría de Energía. Anuarios, (1994-1998).
•
Serebrisky, Tomás S. “Testing for Imperfect Competition: The Argentine Gasoline Market”. Ph.D dissertation, University of Chicago, Mimeo, (2000).
•
Shepard, A., “Contractual Form, Retail Price, and Asset Characteristic in Gasoline Retailing,” RAND Journal of EconomicsVol. 24 (1993), pp. 58-77.
•
Slade, Margaret. E. “Conjectures, Firm Characteristics, and Market Structure,” International Journal of Industrial Organization, Vol. 35 (1987), pp. 499-516.
•
Sutton, John. Sunk Costs and Market Structure. The MIT Press (1991).
•
Tirole, Jean. The Theory of Industrial Organization. The MIT Press (1988)
•
Vita, Michel G. “Regulatory Restrictions on Vertical Integration and Control: The Competitive Impact of Gasoline Divorcement Policies” Journal of Regulatory Economics, Vol 18 (2000), pp 217-233.
96