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LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN EL PERÚ: CONTEXTO REGIONAL, CONDICIONES DE COMPETENCIA Y ASIMETRÍA
EN LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
INFORME FINAL
JOSÉ I. TÁVARA Y ARTURO VÁSQUEZ
CON LA ASISTENCIA DE FRANCISCO COELLO, GIANNINA VACCARO Y MARCOS YUI (*)
PROYECTO DE DISTRIBUCIÓN MAYORISTA Y MINORISTA DE HIDROCARBUROS EN EL PERÚ
CONTRATO N° 0042-2007/GAF-ADS-INDECOPI
LIMA, FEBRERO DEL 2007 *Se agradece al equipo del Instituto de Opinión Pública de la Universidad (IOPUCP), liderado por Vania Martínez, que tuvo a cargo la realización de las encuestas, y también el apoyo de Ricardo Guzmán en la búsqueda y organización de la información, y en la elaboración de cuadros y gráficos.
1
ÍNDICE
CAPÍTULO 1: ANTECEDENTES HISTÓRICOS .......................................................... 4
1.1. Origen de la industria del petróleo en América Latina ......................................... 5
1.2 La conformación de las Empresas Petroleras Estatales en Latinoamérica. ... 8
1.3 Las Reformas Estructurales en América Latina y su impacto en el sector
petrolero .................................................................................................................... 17
1.4 El nuevo contexto regional........................................................................... 19
CAPÍTULO 2: CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS Y TECNOLÓGICAS DE LA
INDUSTRIA DEL PETRÓLEO...................................................................................... 26
2.1 Exploración ................................................................................................... 27
2.2 Explotación ................................................................................................... 29
2.3 Transporte.................................................................................................... 30
2.4 Refinación ..................................................................................................... 30
2.5 Almacenamiento y despacho........................................................................ 33
2.6 Comercialización Mayorista .......................................................................... 34
2.7 Comercialización Minorista ........................................................................... 34
CAPÍTULO 3: ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN
LATINOAMÉRICA…………………………………………………………………………….36
3.1 Países Autoabastecidos...................................................................................... 38
3.2 Países Exportadores..................................................................................... 57
3.3 Países Importadores..................................................................................... 68
CAPÍTULO 4: Estructura del mercado peruano de hidrocarburos ....................... 80
CAPÍTULO 5: CONDICIONES DE COMPETENCIA EN LA DISTRIBUCIÓN
MAYORISTA Y EN EL COMERCIO MINORISTA DE HIDROCARBUROS ………….91
5.1 Las plantas de almacenamiento…………………………………………………. 91
2
5.2 Características del mercado mayorista…………………………………………… 93
5.3 Las empresas mayoristas…………………………………………………………… 95
5.4 El proceso de formación de los precios…………………………………………… 99
5.5 Condiciones de competencia…………………………………..………………… 103
5.6 Localización y segmentación……………………………………………………… 105
5.7. Relaciones entre mayoristas y minoristas: resultados preliminares de la
encuesta…………………………………………………………………………………...107
CAPITULO 6: ASIMETRÍAS EN LA RESPUESTA DE LOS PRECIOS DE LOS
COMBUSTIBLES EN EL PERÚ………………………………………………………….. 114
6.1. Introducción y Breve Revisión de la Literatura………………………………….. 114
6.2. Marco Conceptual, Enfoque Econométrico y Metodología……………………. 118
6.3. Bases de Datos y Análisis Descriptivo…………………………………………... 126
6.4. Resultados………………………………………………………………………….. 134
6.5. Síntesis de los resultados…………………………………………………………. 227
6.6. Medición de los Costos/Ahorros asumidos por los consumidores debido al
fenómeno de la Asimetría en la respuesta de los precios minoristas……………... 228
6.7. Conclusiones y Comentarios Finales……………………………………………. 230
CAPÍTULO 7: RECOMENDACIONES DE POLÍTICA…………………………………. 235
8. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS……………………………………………………. 238
9. ANEXOS…………………………………………………………………………………. 243
3
CAPÍTULO 1: ANTECEDENTES HISTÓRICOS
Históricamente, América Latina ha sido un exportador neto de petróleo y la
mayoría de países de la región son productores de este recurso. En términos globales,
sin embargo, América Latina tiene una incidencia comparativamente reducida en el
funcionamiento del mercado mundial de hidrocarburos. Sólo el 10% de las reservas
totales de petróleo y un 8.3% del consumo se localizan en la región, aunque la
producción representa alrededor del 14% del total1. En el contexto regional, los
principales países en reservas y producción son Venezuela y México,
respectivamente. Venezuela es el único miembro Latinoamericano de la Organización
de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), y el quinto exportador de crudo del
mundo. Sus reservas ascienden a 79,000 millones de barriles y el 60% de su
producción es vendida a los Estados Unidos.
Para entender el marco institucional vigente en el mercado de hidrocarburos,
es preciso comprender a grandes rasgos la evolución de la industria del petróleo en la
región. Sus orígenes se remontan al siglo 19, el primer pozo en el continente se
perforó en 1859, en Titusville, Pensilvania, EE.UU. Los descubrimientos de reservas
que tuvieron lugar poco después en Texas y Oklahoma otorgaron a los EE.UU. una
ventaja decisiva sobre las potencias europeas. El despegue definitivo de la industria
del petróleo se asocia al rápido desarrollo de la industria automovilística durante las
primeras décadas del siglo 20. La industria se concentró desde sus orígenes, durante
las últimas décadas del siglo 19, con la formación de grandes empresas que
empezaron a operar a escala transnacional. Entre ellas se destacan la Standard Oil de
la familia Rockefeller, en EE.UU. y la Royal Dutch-Shell, constituida con capitales
británicos y holandeses. La Standard Oil logró monopolizar el mercado norteamericano
y luego se constituyó en una de las primeras empresas propiamente transnacionales
formada en los EE.UU.
La formación de carteles y conglomerados de grandes empresas en EE.UU.
desde fines del siglo 19, dio lugar a severos cuestionamientos que derivaron, en 1890,
en la promulgación de la Ley Sherman, la primera Ley contra los monopolios de la
historia contemporánea. Poco después, en 1907, el gobierno norteamericano inició un
proceso legal contra la Standard Oil y en 1911, la Corte Suprema resolvió la
separación y ruptura del monopolio de esta empresa, lo cual dio lugar a la creación de
nuevas empresas petroleras como la Gulf, Texaco y luego Mobil, Chevron y Exxon.
1 Así lo revelan datos combinados de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y la Agencia Internacional de Energía (AIE), que fueron publicados por la BBC el 25 de Mayo del 2005.
4
Sin embargo, la Standard Oil mantuvo su dominio como empresa verticalmente
integrada y empezó a rivalizar con sus contrapartes europeas — entre ellas Royal
Dutch/Shell y Bruma Oil (luego British Petroleum) en el control y explotación de los
recursos ubicados en el Medio Oriente, en la penetración de los mercados asiáticos y
también en algunos países de América Latina, incluyendo el Perú. La primera guerra
mundial puso en evidencia la importancia estratégica del petróleo en el nuevo contexto
geopolítico. Las empresas de las potencias ganadoras tomaron posición en los
territorios ricos en reservas, especialmente en el medio este y la zona del Golfo
Pérsico. Por consideraciones de seguridad nacional y para enfrentar el poder de la
Standard Oil, el parlamento británico estableció la British Petroleum Corporation (BP),
sobre la base de la Anglo Persian Oil Company. Otros gobiernos europeos decidieron
constituir sus propias empresas estatales. Sin embargo, en una reunión que tuvo lugar
en Escocia en 1928, la Standard Oil, la BP y la Shell establecieron formalmente un
cartel internacional del petróleo, al cual se integraron posteriormente otras empresas,
incluyendo a Gulf, Mobil, Texaco y la Standard Oil de California. Este grupo, conocido
luego como “las siete hermanas” llevó a cabo acciones dirigidas a coordinar y controlar
la producción y los precios del petróleo en el mundo (Warnock 2006: 13).
La segunda guerra consolidó el dominio de las empresas norteamericanas y
británicas en la industria petrolera, las primeras afianzaron su presencia en Arabia
Saudita, en alianza con la familia real, mientras que los intereses británicos lograron el
control de la producción en Irán, Irak y otros Estados más pequeños. Sin embargo, a
medida que los países colonizados se fueron emancipando de sus colonizadores, el
dominio casi absoluto de los británicos y los norteamericanos fue dando paso a una
estructura menos concentrada. El establecimiento de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo en 1960 (OPEC), dio inicio a una nueva etapa, caracterizada
por la redistribución de la renta petrolera en beneficio de los países productores y por
una mayor participación de empresas estatales en la industria (Sampson 1991).
1.1. Origen de la industria del petróleo en América Latina El origen de la industria del petróleo en América Latina está marcado por la
presencia de empresas multinacionales, en especial la Standard Oil y la Royal Dutch
Shell, las cuales iniciaron sus actividades desde las últimas décadas del siglo 19, en
asociación con actores locales y generalmente bajo la protección de los gobiernos de
la región. Sin embargo, el crecimiento de la industria tuvo propiamente lugar durante
las primeras décadas del siglo 20, con el impulso generado por la expansión de la
demanda internacional. El petróleo y sus derivados fueron reemplazando al carbón
5
como combustible de los barcos y empezaron a utilizarse en los primeros vehículos
artillados, en los albores de la primera guerra mundial.
Casi todos los países de la región importaban petróleo y/o productos refinados.
Las empresas multinacionales operaban con libertad, sin mayores restricciones y sin
enfrentar competencia alguna por parte del Estado. Concluida la primera guerra
mundial, el temor a una creciente escasez de petróleo incentivó a las empresas
americanas y europeas a intensificar sus inversiones en la región. La inversión estuvo
dirigida a todas las etapas y actividades del negocio, incluyendo la importación y venta
de productos refinados en los mercados locales, la refinación de petróleo importado o
producido internamente para las ventas locales y para la exportación, la explotación y
exportación de petróleo crudo, la exploración de nuevos recursos, así como el
transporte de petróleo y productos refinados.
Al empezar la década de 1920, cuatro países producían petróleo en la región:
Perú, Venezuela, Ecuador y Argentina. En los tres primeros la producción estaba
controlada por las dos empresas transnacionales mencionadas, mientras que el 87%
de la producción en Argentina estaba bajo control directo del gobierno, que en 1922
había decidido establecer Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), la primera empresa
petrolera estatal en la región. Sin embargo, la producción total en estos 4 países
apenas ascendía a 13,800 barriles por día (BPD), una magnitud sin duda reducida en
comparación con los 445 mil BPD que producía México o el millón doscientos
cincuenta mil BPD que producían los EE.UU. (Wilkins 1974).
Con la expansión registrada durante los años 1920 y especialmente con el
descubrimiento de reservas masivas en Venezuela, la situación se modificó de manera
sustantiva. En 1929, los cuatro países mencionados producían alrededor de medio
millón de BPD, mientras que en México la producción se contrajo a 122 mil BPD.
TABLA 1 Producción de petróleo en América del Sur 1920, 1929
(Miles de barriles de 42 galones por día) País 1920 1929
Perú 7.7 36.7 Argentina 4.5 25.7 Venezuela 1.4 376.8 Ecuador .2 3.7 Colombia -- 54.9 Bolivia -- .2 Total 13.8 498.0 Fuente: U.S. Senate, Special Committee Investigating Petroleum Resources, American Petroleum Interest In Foreign Countries, 79th Cong., 1st sess. (1945), 354-357 Tomado de Wilkins (1974:427)
6
En el caso peruano, el origen de la industria se remonta a la década de 1860.
El primer pozo se perforó en Zorritos, en 1863, aunque los yacimientos más
importantes se encontraron un poco más al sur, especialmente en la zona de Negritos,
en la hacienda La Brea y Pariñas, localizada en la costa norte del Perú (Vasquez
2005). Esta zona era conocida desde la colonia como productora de brea. Aunque en
realidad, el petróleo tuvo un peso muy limitado en la economía peruana hasta fines del
siglo 19. Se utilizaba principalmente para la producción de kerosene, un combustible
de uso doméstico, y casi no se exportaba.
La Guerra del Pacífico trajo consigo la destrucción de las instalaciones de la
industria, incluyendo una refinería que se había instalado en el puerto de El Callao en
1873. Concluida la guerra, los yacimientos de Negritos pasaron a manos de la London
and Pacífic Petroleum, una empresa de capitales británicos. Un poco más al norte, en
la zona de Lobitos, otra empresa británica encontró nuevos depósitos. Los yacimientos
de Zorritos eran explotados por una empresa de capitales italianos, dirigida por
Faustino Piaggio.
La expansión del mercado interno registrada desde mediados de la primera
década del siglo XX, se atribuye a la sustitución de carbón por petróleo en el
Ferrocarril Central y en la Compañía Peruana de Vapores. Al mismo tiempo, el rápido
crecimiento de la demanda internacional dio lugar a una expansión notable de las
exportaciones. Thorp y Bertram observan que los precios del petróleo “aumentaron
hasta 1920 y, de 1908 a 1915, la producción peruana creció en forma constante”
(1985: 144).
En 1913 la Standard Oil de New Jersey tomó el control de los yacimientos de
Negritos, al adquirir la empresa London and Pacific Petroleum. Un año más tarde
adquirió los activos y los pozos de la empresa Lagunitas, y constituyó la Internacional
Petroleum Company (IPC). Las disrupciones en el comercio internacional generadas
por la Primera Guerra trajeron consigo una contracción de la demanda de
hidrocarburos refinados en el Perú2. Concluida la guerra y una vez que la IPC
consolido su posición en el Perú, la producción se expandió nuevamente. Hasta 1924,
cuando se inició la producción en los pozos venezolanos, el Perú era el principal
productor de petróleo de América del Sur. De hecho, en 1924 el petróleo representó el
principal producto peruano de exportación y hacia fines de esta década alcanzó el
30% de las exportaciones totales (Thorp y Bertram 1985: 144).
2 Las industrias de las grandes potencias orientaron la producción de vehículos motorizados y maquinaria consumidora de combustibles, a satisfacer las necesidades de la guerra en Europa Occidental, lo cual trajo consigo una contracción de la oferta de estos productos en el mercado internacional.
7
1.2 La conformación de las Empresas Petroleras Estatales en Latinoamérica.
Un hecho destacado en la historia de la industria del Petróleo en América
Latina es que los recursos del subsuelo –-entre ellos el petróleo – empezaron a ser
considerados, sobre todo en los países de mayor tamaño, como propiedad exclusiva
del Estado. El resultado natural de esta concepción fue la paulatina creación de
empresas petroleras estatales, las cuales se constituyeron en los principales
productores de petróleo de la región.
En el caso México la constitución política de 1917 estableció el control directo
por parte del Estado sobre todas las riquezas del subsuelo al considerarlas patrimonio
de la nación. Sin embargo, para 1920 la producción de petróleo en México estaba bajo
el control (bajo la figura contratos de usufructo o concesiones) de cerca de 80
compañías extranjeras (principalmente de capitales anglo-norteamericanos). Ello llevó
a que el gobierno estableciera en esa época una serie de impuestos sobre las tierras
petroleras y restricciones a los contratos de explotación, a fin de recuperar parte de la
renta que las empresas extranjeras se apropiaban. Las tensiones entre el gobierno
mexicano y las empresas extranjeras se agravaron debido a las nuevas reglas de
juego y a los nuevos impuestos establecidos durante la década de 1920. En este
contexto adverso, el gobierno mexicano creó en 1934 Petróleos de México (PEMEX),
con el objetivo de fomentar la inversión nacional en la industria petrolera mexicana y
competir de manera directa con las empresas petroleras extranjeras en suelo
mexicano.
En 1937 estalló una huelga masiva de los trabajadores de las compañías
petroleras extranjeras, la cual estuvo motivada principalmente por los bajos salarios y
las pésimas condiciones laborales que soportaban los trabajadores petroleros. La
Junta de Conciliación y Arbitraje falló a favor de los trabajadores, pero las compañías
petroleras se ampararon en la Corte Suprema de Justicia para evadir las demandas de
los trabajadores. A pesar de esta medida, la Corte negó el amparo a las empresas
extranjeras obligándolas a conceder mejores beneficios laborales. Las empresas se
negaron a cumplir con el mandato judicial, por lo que el 18 de marzo de 1938 el
Presidente Lázaro Cárdenas decretó la expropiación, a favor del Estado mexicano, de
todos los activos de las empresas petroleras extranjeras. Esta medida fue seguida de
una reforma constitucional que otorgó al Estado mexicano la exclusividad de la
explotación, transporte y distribución del petróleo y sus derivados, dando fin al
régimen de concesiones a empresas privadas. Luego de estas medidas PEMEX
asumió el control de todas las actividades petroleras en México (Philip 1982). Las
empresas extranjeras expropiadas fueron compensadas por el gobierno mexicano
8
mediante el resarcimiento de sus inversiones, en un proceso que finalizó
anticipadamente con los pagos realizados en el año 1962.
En Brasil, incluso antes de la década del 1950, la industria del petróleo era
considerada como una industria militar gestionada con criterios de seguridad nacional,
y bajo estrictas restricciones a la inversión privada. En este contexto, durante la
década de 1930 la nacionalización de los recursos del subsuelo, principalmente los
hidrocarburos, fue un asunto de relevante en las discusiones políticas y militares en
Brasil. Las tendencias nacionalistas de esa época llevaron a que en 1938, toda la
actividad petrolífera pasara por ley a ser obligatoriamente realizada por brasileños. En
ese mismo año, se creó el Consejo Nacional del Petróleo (CNP), con el objetivo de
evaluar los pedidos de investigación y explotación de yacimientos de petróleo. El
decreto que instituyó el CNP también declaró de utilidad pública el abastecimiento
nacional de petróleo y reguló las actividades de importación, exportación, transporte,
distribución y comercio de petróleo y derivados, así como el funcionamiento de la
industria de refinación. Los yacimientos, a pesar de que no habían sido localizados
aún, pasaron a ser considerados patrimonio de la nación. La creación del CNP marcó
el inicio de una nueva fase de la historia del petróleo en Brasil. (Philip 1982).
Posteriormente, el 3 de octubre de 1953, después de una intensa campaña
política, el presidente Getúlio Vargas firmó la Ley No 2004 que estableció el monopolio
estatal de la exploración, explotación, refinación y transporte del petróleo y sus
derivados, y creó la compañía Petróleo Brasileño S.A. – PETROBRAS. Desde 1953 y
hasta 1995, la empresa estatal PETROBRAS tuvo el predominio y el control del
mercado brasilero de hidrocarburos. Las empresas con refinerías privadas
establecidas antes de 1953 lograron autorización para continuar operando, aun
cuando se les prohibió expandir su capacidad o crear nuevas refinerías. La
flexibilización del monopolio es otro hecho importante de la historia de la industria
petrólera en Brasil. El 6 de agosto de 1997, el presidente Fernando Henrique Cardoso
promulgó la ley 9478 que permitió la presencia de otras empresas en el país para
competir con PETROBRAS en todos los ramos de la actividad petrolífera.
La afirmación del rol del Estado también se manifestó en otros países de la
región, de manera que las empresas estatales en Latinoamérica fueron
progresivamente monopolizando la producción de petróleo y la comercialización de
sus derivados. En el caso de Argentina, el gobierno de Perón decidió nacionalizar la
industria en 1949 y creó la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Argentina
(YPF), la cual se constituyó como la única empresa petrolera operando en el mercado.
Posteriormente se promulgaron nuevas medidas dirigidas a facilitar la participación
9
privada bajo la modalidad de contratos de servicio y contratos de riesgo en actividades
de exploración, aunque se mantuvieron vigentes las restricciones a la participación
privada en las etapas de refinación y comercialización (Gadano 2006).
La nacionalización de la industria en Venezuela tuvo lugar algunos años
después. Con el restablecimiento de la democracia y el triunfo de Acción Democrática
en 1945, la distribución de la renta entre el Estado y las empresas empezó a cambiar.
El gobierno elevó los impuestos y en 1948 aprobó una ley que establecía el principio
del 50-50, asegurando que el 50% de los ingresos netos de la industria pasaran al
fisco, independientemente del precio del petróleo. Un nuevo golpe militar interrumpió el
proceso de reformas, pero con el retorno de la democracia en 1958 el gobierno decidió
suspender la renovación de las concesiones vigentes y el otorgamiento de nuevas
concesiones, lo que en la práctica significó la nacionalización progresiva de la industria
venezolana del petróleo (Philip 1982).
En 1975 se constituyó la empresa Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), la
cual empezó a operar como un holding encargado de supervisar y coordinar las
operaciones de las 22 empresas concesionarias existentes. En 1976, cuando las
empresas transnacionales habían perdido ya todo interés en operar en Venezuela, el
gobierno anunció formalmente la nacionalización de la industria, es decir 9 años antes
de la fecha límite para la reversión al Estado de todas las concesiones otorgadas a
empresas privadas, fijada inicialmente para el año 1983 (Palacios 2002: 20).
En el caso de Ecuador, a principios de la década de 1920 el petróleo era
explotado principalmente por empresas extranjeras entre las que destacaba la British
Petroleum y la Royal Dutch Shell, ambas representadas a través de su subsidiaria
Anglo Ecuadorian Oilfields Limited. Esta empresa tenía el control de gran parte de la
actividad petrolera en Ecuador y gozaba de grandes beneficios fiscales y tributarios
otorgados por el gobierno ecuatoriano desde principios de siglo, debido a la debilidad
institucional de los sucesivos gobiernos. Esta compañía era la mayor productora de
petróleo en el Ecuador. A lo largo de la década de 20, sus posesiones se fueron
incrementando, pues pronto absorbió a otras compañías menos poderosas. Por
ejemplo, la Sociedad Comercial Anglo Ecuatoriana le transfirió, en 1927, sus
concesiones en la península de Santa Elena, provincia del Guayas. De esta forma la
Anglo logró el pleno control de las actividades de explotación y distribución del
petróleo y sus derivados en el Ecuador (Philip, 1982).
No fue hasta el gobierno del General Alberto Enríquez en 1938, que se
promulgó un decreto mediante el cual se eliminaron los excesivos privilegios de las
10
compañías extranjeras, obligándolas al cumplimiento de las leyes ecuatorianas. A
pesar de las nuevas exigencias legales, las empresas extranjeras lograron mediante
su influencia en el poder legislativo ecuatoriano, obtener beneficios fiscales y
excepciones al cumplimiento de normas laborales. Así, lograron evadir el
reconocimiento de beneficios laborales mínimos y la responsabilidad de establecer
condiciones adecuadas de trabajo. Durante las décadas de 1940 a 1960, la Anglo
ejerció poder monopólico subiendo los precios domésticos por encima de los precios
internacionales, exportando los crudos livianos de mayor calidad hacia las grandes
potencias e influyendo políticamente en las esferas del poder en el Ecuador para
conseguir mayores beneficios fiscales. En este período tuvieron lugar una serie de
huelgas organizadas por los trabajadores petroleros para detener el abuso de las
compañías extranjeras (Albornoz 2005).
Al cumplirse, en 1972, los 50 años de la concesión otorgada a la Anglo, ésta
abandonó el país dejando una empresa de petróleo desmantelada y con sus campos
petrolíferos casi agotados. El 23 de Junio de 1972 se creó la Corporación Estatal
Petrolera Ecuatoriana (CEPE) entidad encargada de desarrollar las actividades
asignadas por la Ley de Hidrocarburos: así como de explorar, industrializar y
comercializar otros productos necesarios de la actividad petrolera y petroquímica. A
través de esta empresa, el gobierno ecuatoriano entró a competir directamente con las
empresas extranjeras. La empresa logró recuperar varias concesiones petroleras en la
década de 1970 y 1980, las cuales pasaron a ser explotadas por el Estado. En
septiembre de 1989 se creó PETROECUADOR en reemplazo de la CEPE,
conformándose una matriz y seis filiales. La constitución de PETROECUADOR
consolidó la participación y el control de las actividades de hidrocarburos en Ecuador
durante la década de 1990 (Petroecuador 2004).
En el caso de Chile, desde sus inicios la industria del petróleo ha dependido
básicamente de las importaciones de crudo extranjero para abastecer los
requerimientos energéticos de la economía, debido a los escasos recursos
petrolíferos localizados en este país. Los principales yacimientos se descubrieron en la
zona de Magallanes en la década de 1940 pero su producción siempre fue reducida.
Por esta razón el principal negocio relacionado a las actividades de hidrocarburos fue
el almacenamiento y la comercialización de combustibles líquidos, actividades que
estuvieron controladas por empresas extranjeras. El grupo Royal Dutch-Shell abrió sus
primeras oficinas en Chile en la ciudad de Valparaíso con el nombre de Anglo Mexican
Petroleum Company Limited, subsidiaria de Shell Transport and Trading. En esos
años, las actividades comerciales de Shell se concentraron en el almacenamiento de
11
petróleo y combustible en la Planta Las Salinas, en Viña del Mar, y de otro lado en la
importación de gasolina, kerosene y asfalto. Con la positiva evolución que tuvo el
negocio, la compañía abrió nuevos almacenes a granel en Santiago, Iquique, Tocopilla
y Antofagasta, y comenzó a desplegar una red de sucursales en las principales
ciudades del país.
Al cumplir 10 años en Chile, Anglo Mexican Petroleum Company Limited
trasladó sus oficinas centrales a Santiago y cambió su razón social por Shell Mex
Chile-Limited. Debido al dominio de empresas como Shell en la cadena de
comercialización, se consideró como una necesidad estratégica la creación de una
empresa estatal que rigiera la industria de hidrocarburos chilena. Por ello, el Estado de
Chile creó la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) el 19 de junio de 1950,
estableciendo su giro comercial en la exploración, producción y comercialización de
hidrocarburos y sus derivados, tanto en Chile como en el extranjero.
El caso de Bolivia ofrece una experiencia similar a las anteriores, pero tiene
rasgos específicos propios. La Guerra del Chaco, un episodio de conflicto entre Bolivia
y Argentina en torno al control del Chaco Boreal, una región donde supuestamente se
encontraba petróleo, marcó el contexto de la creación de la empresa Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En efecto, el cese de hostilidades dejó al
descubierto una serie de estructuras corruptas e ineficientes que habían otorgado
concesiones muy ventajosas, en términos tributarios y fiscales, a las empresas
petroleras extranjeras que operaban en territorio boliviano, por lo cual los sectores
políticos demandaban un cambio urgente.
Así fue como, el 21 de diciembre de 1936, el Gobierno del Coronel David Toro,
promulgó el Decreto de creación de YPFB. Meses más tarde, y apoyados en
evidencias que implicaban a la compañía norteamericana Standard Oil -hasta ese
momento único concesionario de los campos petrolíferos bolivianos- en el contrabando
de petróleo hacia su filial argentina, el Gobierno decidió expulsarla del país, revirtiendo
al Estado Boliviano todas sus propiedades y activos. Este hecho constituyó la primera
nacionalización de los recursos energéticos bolivianos. Durante la década de 1940,
pese a la inestabilidad política, YPFB obtuvo un gran impulso de la mano del
Presidente Gualberto Villarroel, quien apoyó la construcción de refinerías, oleoductos e
importantes obras de infraestructura para la comercialización de los productos de la
empresa. Durante la década de 1950, gracias al trabajo desarrollado en la década
anterior y al descubrimiento de nuevos yacimientos, el país logró transformarse de
país importador de petróleo a país exportador. Hasta entonces, la producción no había
12
logrado abastecer la demanda interna, por lo cual se considera esta década como la
"Etapa de Oro" de YPFB3 (Philip, 1982).
A principios de los 1960, el crecimiento de la empresa y la producción de sus
campos entraron en un período de estancamiento, lo que obligó a la YPFB a tomar
créditos internacionales para desarrollar nuevas actividades de exploración y
perforación. En 1966 se perforó el pozo Monteagudo, con excelentes resultados. En
1967, se descubrió el yacimiento de San Alberto en Tarija. Durante esta década
también se estableció la División de Gas en la empresa estatal. En 1969, durante el
gobierno de Alfredo Ovando Candia, tuvo lugar una segunda nacionalización de los
yacimientos que habían sido entregados en concesión a la compañía norteamericana
Gulf Oil. La nacionalización fue promovida por Marcelo Quiroga Santa Cruz, Ministro
de Minas y Petróleo, y se decidió mediante un decreto ley,. El responsable de tomar el
control de los campos petroleros fue el general Juan José Torres, quien
posteriormente asumió la Presidencia de la República4.
La industria petrolera colombiana tampoco fue una excepción a la tendencia de
nacionalización de los hidrocarburos en la región. En los años en que empezó a
desarrollarse lo que se ha denominado la fase costeña de la industria petrolera
colombiana (entre 1905 y 1910), se expidió el Decreto Nº 34 por el cual se confería al
Poder Ejecutivo la autorización para otorgar privilegios en la construcción de canales,
explotación del lecho de los ríos y canteras, depósitos de asfalto y aceites minerales.
Este decreto fue ratificado por la Ley No 6, mediante la cual el gobierno otorgó a
Roberto de Mares una concesión para explotación de yacimientos de petróleo en las
áreas de Carare y Opón. En 1905, el gobierno colombiano concedió permiso para
explotar fuentes de petróleo en el actual departamento de Norte de Santander a
Virgilio Barco.
En la primera de estas dos concesiones se descubrió lo que se conoce en la
industria petrolera con el nombre de “reservorio gigante”: el campo Cira-Infantas. Este
yacimiento, tras sucesivos traspasos, quedó finalmente en manos de la Tropical Oil
Company, cuyas acciones pertenecían a la Standard Oil. Luego de numerosas
disputas legales que involucraron tanto a magistrados de la Corte Suprema de Justicia
como a ex presidentes de la república, la concesión de Mares revirtió al estado
colombiano en agosto de 1951, por lo cual todos los activos de la concesión pasaron a
ser propiedad del Estado. Para manejar ese patrimonio, la Ley 165 de 1948 ya había
3 Dos hitos importantes en la historia del petróleo en Bolivia en la década de 1950 son el inicio de operaciones del oleoducto Camiri-Yacuiba que permitiría la exportación a la Argentina. Asimismo, también se inició la construcción del oleoducto Sica-Sica - Arica que permitiría realizar exportaciones de petróleo a Chile y otros países. 4 Informacion tomada del portal de YPFB. http://www.ypfb.gov.bo/
13
creado a la Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL, la cual asumió la
propiedad y los activos de la antigua concesión. ECOPETROL asumió después la
operación de otras concesiones que revirtieron al Estado colombiano y, al mismo
tiempo, esta empresa por sus propios medios emprendió actividades en los distintos
frentes de la industria petrolera y progresivamente fue adecuando su estructura
operativa y administrativa hasta alcanzar la organización que mantiene a la fecha
(Mayorga 2002).
Finalmente, en el Perú antes de la década de 1970 la participación del Estado
en la industria del petróleo era muy limitada. Compañías extranjeras como la
International Petroleum Company – IPC – (antigua filial de la Standard Oil) y BELCO
Petroleum tenían el control de las actividades de exploración, explotación, transporte y
distribución del crudo y sus derivados. La extracción de petróleo liviano (principal
recurso hidrocarburífero del Perú en ese entonces) se concentraba principalmente en
las localidades de Zorritos, Los Órganos, Lobitos, Talara, y Aguas Calientes ubicadas
en la costa norte del país. La IPC operaba los campos petroleros más importantes de
la zona (la Brea y Pariñas), así como la refinería de Talara, la principal instalación de
la industria en aquella época. Esta refinería procesaba casi todo el petróleo producido
en la costa norte, por lo cual la IPC gozaba de una posición monopsónica en esta
zona. Asimismo, la IPC tenía el control de la cadena de distribución de combustibles
líquidos.
El dominio de la IPC en el Perú terminó en octubre de 1968, con el golpe militar
del General Velasco Alvarado. El gobierno militar expropió los activos de la IPC y
estatizó la industria de hidrocarburos, argumentando que era una industria estratégica
para garantizar la seguridad nacional y el aprovisionamiento energético del país. En
1969, se creó la empresa Petróleos del Perú – PETROPERU - a la cual se le
entregaron todos los activos de la IPC. El gobierno militar estableció que
PETROPERU asumiría el control de las actividades de explotación y transporte de
petróleo, así como la refinación, transporte y distribución de combustibles derivados.
En este sentido, el gobierno asumió también el rol de inversionista en estas
actividades. Sin embargo, se permitió que las empresas nacionales y/o extranjeras
realizaran actividades de exploración y exploración, siempre que el crudo encontrado y
producido fuese vendido a PETROPERU. Asimismo, los inversionistas privados
podían participar en la comercialización minorista de combustibles a nivel de las
estaciones de servicio (Vásquez 2007).
14
15
Como puede apreciarse, desde la segunda mitad del siglo XX hasta inicios de
la década de 1990 en casi todos los países de la región la evolución de las industrias
del petróleo estuvo caracterizada por el predominio de las empresas petroleras
estatales y la inversión pública, así como por la integración vertical de todas las fases
de la producción y comercialización de los combustibles en la empresa estatal En este
contexto, los estados nacionales asumieron simultáneamente el rol empresarial,
normativo y regulador en la industria de hidrocarburos. A manera de síntesis, la Tabla
2 muestra la relación de las empresas petroleras estatales en Latinoamérica, el año de
su fundación y su participación en la industria de hidrocarburos de cada país.
Asimismo, se presentan los segmentos de la industria del petróleo donde los capitales
privados han tenido participación.
* La Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana fue la empresa estatal creada en 1972.Luego, en 1989 su nombre fue cambiado por el de Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR)
16
TABLA 2 EMPRESAS PETROLERAS ESTATALES EN LATINOAMÉRICA Y SU GRADO DE INTEGRACIÓN VERTICAL
HASTA FINES DE LOS 80’s Nombre de la Empresa Estatal Siglas Año de
CreaciónSegmentos de la Industria con mayor
participación estatalSegmentos de la Industria con mayor
participación privada
Petróleos de México PEMEX 1934Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Distribución Minorista
Petróleo Brasileño PETROBRAS 1953Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Distribución Minorista
Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Argentina YPF - ARGENTINA 1949Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Distribución Mayorista y Minorista
Petróleos de Venezuela PDVSA 1975Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Explotación, Distribución Mayorista y Minorista
Petróleos del Ecuador * PETROECUADOR 1972Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Alcenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Explotación, Distribución Minorista
Empresa Nacional de Petróleo ENAP 1950Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Empresa Colombiana de Petróleos ECOPETROL 1948Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Explotación, Distribución Minorista
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB 1936Exploración, Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Distribución Minorista
Petróleos del Perú PETROPERU 1969Explotación, Transporte, Refinación, Almacenamiento, Distribución Mayorista y Minorista
Exploración, Explotación, Distribución Mayorista y Minorista
Fuente: Philip (1982), Gadano (2006), Albornoz (2005), Vásquez (2007), Mayorga (2002), PETROECUADOR (2004).
1.3 Las Reformas Estructurales en América Latina y su impacto en el sector petrolero
Pocos años después, con el impulso promovido por el llamado Consenso de
Washington, varios países de la región pusieron en marcha reformas estructurales,
con el propósito de facilitar la estabilización de sus economías. Esto significó la
adopción de medidas de apertura de los mercados y de estímulo a la competencia y a
la inversión privada, lo cual en algunos casos significó la separación vertical y
desintegración de los distintos segmentos o actividades de las industrias del petróleo
en la región.
También tuvieron lugar procesos de privatización y transferencia de empresas
públicas al sector privado, y la adopción de un nuevo modelo de regulación de precios
y tarifas, gestionado por organismos reguladores con cierto nivel de autonomía frente
al poder político. Los gobiernos empezaron a abandonar el modelo de “Estado
Empresario”, y a concentrarse en principalmente en la promoción de la inversión
privada y en la promulgación de normas sectoriales, otorgando al Estado un “rol
subsidario”). La integración regional también pasó a ser entendida como el resultado
de la liberalización de las economías regionales y del fomento de la actividad privada.
En este contexto, los gobiernos centraron sus esfuerzos en facilitar la armonización de
los marcos regulatorios entre los países de la región.
Así, Argentina, Perú y Bolivia modificaron sus legislaciones para otorgar
incentivos a la inversión privada en el sector hidrocarburos. En Argentina se procedió a
privatizar en su integridad la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Argentinos (YPF). El proceso empezó en 1992 y concluyó en 1999 con la compra de
YPF por parte de REPSOL. Por su parte, en 1996 las autoridades bolivianas
decidieron otorgar mayores incentivos a los contratistas petroleros, disminuyendo las
regalías de 50 a 18%, y privatizaron la empresa estatal YPFB. En el Perú, la nueva ley
de hidrocarburos, promulgada en 1993, otorgó mayores incentivos a la inversión en
exploración y explotación de petróleo (Campodónico, 2004). También se inició la
privatización de PETROPERÚ, de manera que varios activos, incluyendo la red de
estaciones de servicio y la refinería La Pampilla, así como la operación de los
principales yacimientos, fueron transferidos al sector privado.
En Brasil se modificó la Constitución en la segunda mitad de la década de
1990, a fin de permitir la entrada de la inversión extranjera en la exploración y
explotación de petróleo. El 6 de agosto de 1997, el presidente Fernando Henrique
Cardoso sancionó la ley 9478 que permitió la presencia de otras empresas en el país
17
para competir con PETROBRAS en todas las actividades o etapas de la industria. Se
creó la Agencia Nacional de Energía, como la entidad encargada de negociar los
contratos petroleros. La participación de capital extranjero aumentó, sobre todo en la
modalidad de asociación con la empresa estatal PETROBRAS.
De otro lado, en el Ecuador se promulgó, en 1993, la ley Nº44, con la cual se
adoptó una modalidad de contratos de participación en la producción mediante la cual
los contratistas podían recibir su retribución en petróleo. La ley redujo el impuesto a la
renta y otorgó facilidades para la transferencia de moneda extranjera dentro y fuera del
país. Pocos años después, se aprobaron nuevos dispositivos legales con el propósito
de incentivar la inversión extranjera mediante contratos de administración compartida,
autorizándose la formación de joint ventures entre empresas extranjeras y nacionales
para operar los campos de petróleo de mayor dimensión. En el año 2000 se eliminaron
las restricciones a la participación de la empresa privada en la refinación de
hidrocarburos y en la construcción de oleoductos.
Por su parte, en el año 2003 se promulgó en Colombia el Decreto Ley Nº
1760, que otorga incentivos al capital extranjero. Las principales innovaciones de este
decreto son el menor porcentaje de regalías que ahora puede cobrar el Estado y la
reducción en la participación estatal en la empresa colombiana ECOPETROL. La
participación del Estado en los contratos de asociación también se redujo del 50 al
30%. De otro lado, en el caso de Venezuela, PDVSA siempre ha contratado diversos
servicios a empresas privadas para llevar a cabo sus operaciones. El artículo 5 de la
Ley de Nacionalización dejó abierta la posibilidad de participación privada en la
industria vía contratos de operación o de servicios y alianzas estratégicas con
empresas petroleras privadas. En 1990 y al amparo de esta norma, PDVSA anunció
que convocaría a una subasta para entregar en concesión, por un período de 20 años,
la operación regular en determinadas áreas petrolíferas. Poco después, en 1995, el
Congreso Venezolano aprobó una Ley que permitía a PDVSA suscribir contratos de
riesgo, otorgando a empresas privadas los derechos de exploración y explotación en
10 lotes con potencial petrolero. Asimismo, PDVSA constituyó joint ventures con
empresas extranjeras para explotar las reservas ubicadas en el cinturón del río
Orinoco (Palacios 2002: 21).
El único país que ha mantenido restricciones a la participación privada ha sido
México. La propia Constitución Política de México prohíbe suscribir contratos de
explotación petrolera con empresas privadas, por considerarse que “no son una forma
adecuada de explotación del petróleo nacional”. Sin embargo cabe destacar que, aún
con estas restricciones, PEMEX ha suscrito cinco “contratos de servicios múltiples”
18
(CSM) con grupos empresariales privados, por períodos de 20 años prorrogables 5
años adicionales, para la exploración y explotación de yacimientos de gas no asociado
ubicados en la Cuenca de Burgos, en el norte del país.
1.4 El nuevo contexto regional
Más recientemente, en un contexto cada vez más sensible al progresivo
agotamiento del petróleo y con precios por barril cada vez más altos, las empresas
petroleras de la región han avanzado de manera decisiva en la internacionalización de
sus actividades, transformándose en lo que la CEPAL (2006) denomina empresas
“translatinas”. El proceso de internacionalización de las empresas líderes en
Latinoamérica cobró mayor fuerza desde mediados de la década de 1990, en un
contexto de liberalización y desregulación de los mercados, y de privatización de las
empresas estatales.
En el caso específico de la industria petrolera, la CEPAL observa que el
mercado mundial está dominado por dos tipos de empresas. Las empresas del primer
tipo son las transnacionales originarias de las regiones caracterizadas por un consumo
intensivo de energía, como es el caso de Europa y Norteamérica . Si bien estas
empresas operan en todas las etapas de la industria, ellas tienden a concentrarse en
la refinación del petróleo y la comercialización de sus derivados. Las empresas del
segundo tipo son mayoritariamente empresas estatales, que nacen en los países en
desarrollo productores de petróleo, donde se localiza alrededor del 80% de las
reservas del planeta. Ellas concentran sus inversiones en actividades de exploración y
explotación, aunque también operan refinerías y vienen incursionando con éxito en la
distribución y comercialización de hidrocarburos.
La Tabla 3 muestra a algunas de las principales empresas petroleras del
mundo. Destaca la presencia de PDVSA de Venezuela y PEMEX de México, los
países con mayores reservas de petróleo en la región. Les siguen PETROBRAS de
Brasil, que ocupaba en el 2004 el noveno lugar en el mundo en las ventas de
productos refinados, y la empresa YPF de Argentina, adquirida por REPSOL en la
década de 1990. Luego, siguen las empresas estatales de Ecuador, Colombia y Chile.
Si bien no aparecen en el cuadro, las dos últimas también han realizado importantes
inversiones en otros países de la región (principalmente en Africa).
19
TABLA 3 PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS INTEGRADAS, 2004A
(EN MILLONES DE DÓLARES Y LUGAR DE CLASIFICACIÓN)
Clasificación b Empresa País Ventas Totales Reservas Producción Refinación
Petróleo Gas Petróleo Gas Ventas
Capacidad
1 Saudi ARAMCO
Arabia Saudita 116000 1 4 1 7 7 8
2 Exxon Mobil
Estados Unidos 270772 12 14 4 2 1 1
3 NIOC Irán 28400 2 2 2 6 10 14
4 PDVSA Venezuela 63200 5 6 5 12 8 4
5 BP Reino Unido 285059 17 15 9 4 3 3
6 Royal Dutch-Shell
Paises Bajos y Reino Unido
268690 21 17 6 3 2 2
7 Chevron-Texaco
Estados Unidos 147967 19 22 11 9 4 9
8 Total Francia 152610 20 21 14 8 6 6
9 PEMEX Mexico 63691 9 28 3 15 12 13
10 Petrochina China 14 18 10 20 11 12
15 PetroBras Brasil 36988 18 32 13 23 9 11
18 Repsol-YPF España 44858 40 23 32 15 15 16
Fuente: CEPAL (2006: 96), sobre la base de Petroleum Intelligence Weekly Report y Fortune, “The 2005 Global 500” a Las líneas sombreadas corresponden a empresas latinoamericanas b Ordenadas de acuerdo a una combinación de factores: reservas, producción de petróleo, gas, ventas y capacidad de elaboración de productos refinados
Al respecto, el estudio de la CEPAL identifica dos tendencias generales. La
primera corresponde a los países con grandes reservas. Estos países han buscado
invertir en capacidad de refinación para asegurar mercados al petróleo producido
dentro de su territorio nacional. En el caso de Venezuela esta tendencia tiene su
expresión en las importantes inversiones en capacidad de refinación realizadas por
PDVSA en Europa y EE.UU, con el propósito de asegurar el procesamiento y
comercialización del petróleo producido localmente, y de lograr una mayor
participación en la cadena de generación de valor agregado. En contraste, la
estrategia de PEMEX ha consistido en concentrar sus inversiones en refinación dentro
del territorio mexicano, aprovechando la cercanía del mercado norteamericano.
20
La segunda tendencia corresponde a los países que no tienen reservas
abundantes. Para ellos la internacionalización es funcional al objetivo de asegurar el
abastecimiento de su demanda doméstica (CEPAL 2006: 97). En algunos casos los
procesos de liberalización y privatización de la industria precisamente facilitaron la
expansión de otras empresas estatales hacia países vecinos. Los ejemplos más
destacados de esta segunda tendencia son Brasil, Argentina y Chile. PETROBRAS de
Brasil es la que más ha avanzado en internacionalizar sus operaciones. Ha invertido
en exploración y producción de petróleo en varios países del África y Asia, y también
en EE.UU. y América Latina, especialmente en Argentina. Explota reservas de gas
natural en Bolivia, y opera en lotes más pequeños localizados en Colombia, Perú y
Ecuador. En el campo de la refinación opera en Argentina y Bolivia, aún cuando en
este último caso se ha visto afectada por las nacionalizaciones del gobierno de Evo
Morales. En síntesis, se trata de una compañía que ha diversificado sus actividades y
mercados, transformándose en una empresa de energía integrada (CEPAL 2007: 51).
En el caso de la Argentina, la privatización de la YPF facilitó las inversiones de
PETROBRAS en ese país, y al mismo tiempo incentivó el desarrollo de algunas
empresas que operaban como subcontratistas, las cuales se fueron transformando en
compañías petroleras. El estudio de la CEPAL destaca los casos de Pérez Companc,
Astra, Pluspetrol y Bridas, empresas que realizaron inversiones en el exterior y
posteriormente fueron adquiridas por compañías extranjeras (2006: 97). También es
oportuno mencionar el rol positivo que las políticas de competencia pueden jugar en
estos procesos de inversión e internacionalización. Un ejemplo ilustrativo fue el
establecimiento de un conjunto de condiciones y restricciones a la adquisición de los
activos de YPF por REPSOL, por parte de las autoridades de competencia en la
Argentina. Esto llevó a REPSOL a negociar un intercambio de activos con
PETROBRAS, y facilitó la consolidación de esta última empresa en el mercado
argentino5.
De otro lado ENAP, la empresa estatal chilena, ha realizado inversiones en
exploración y producción de petróleo en varios países, incluyendo Yemen, Irán, Egipto
y, en el caso de la región, produce petróleo en Argentina y Ecuador. Además, vienen
explorando nuevas reservas en Colombia y Venezuela. Recientemente adquirió los
activos de la Shell en el Perú y luego en el Ecuador, con los cuales ha ingresado con
fuerza en los mercados de distribución mayorista y minorista de estos países
5 En el marco de este acuerdo, PETROBRAS entregó a REPSOL un 10% del yacimiento Albacora Leste y un 30% de la refinería REFAP. Además, le otorgó los derechos exclusivos de distribución de 250 estaciones de servicio, pero a cambio se hizo de una red de 700 estaciones de servicio en Argentina y de una refinería en Bahía Blanca (CEPAL 2006: 101).
21
(Campodonico 2007). La Tabla 4 ilustra el despliegue regional de las principales
“empresas translatinas de hidrocarburos”, identificando su presencia geográfica y los
segmentos o actividades en las que operan.
TABLA 4 EMPRESAS TRANSLATINAS DE HIDROCARBUROS: PRINCIPALES
OPERACIONES, POR SEGMENTO Y DESTINO GEOGRÁFICO
Fuente: CEPAL (2006: 98).
América Latina* AR BO BR CH CO EC MX PE VE
Otros
PVDSA Exploración y Producción X X Refinación X X X Distribución y Comercialización X X X X X X
PEMEX Exploración y Producción X Refinación X X Distribución y Comercialización X
PETROBRAS Exploración y Producción X X X X X X X X Refinación X X X Distribución y Comercialización X X X X X
ENAP Exploración y Producción X X X X X X X Refinación X Distribución y Comercialización X X X
* AR: Argentina, BO: Bolivia, BR: Brasil, CH: Chile, CO: Colombia, EC: Ecuador, MX: México, PE: Perú y VE: República Bolivariana de Venezuela
También es oportuno mencionar el interés mostrado por nuevos actores en
ingresar a la industria en la región, entre los cuales destacan empresas estatales de
China, India y otros países en desarrollo. Al respecto, un informe reciente de la CEPAL
destaca algunas inversiones significativas realizadas por empresas de estos países,
así como los acuerdos de cooperación e inversión suscritos por PDVSA con la China
National Petroleum Corporation (CNPC) y con PETROPARS (Irán), lo cual contrasta
con el hecho de que algunas empresas europeas y norteamericanas hayan vendido
sus activos y abandonado la región.6 La evidencia disponible revela un cambio
6 Las adquisiciones mencionadas en el informe son: a) Campo de la Encana en Ecuador por parte de Andes Petroleum Company (China), y b) el 50% de Omimex en Colombia adquirido por Sinopec (China) y ONGC (India). Esta última empresa también adquirió activos en un bloque de exploración en Brasil que era operado por la Royal Dutch Shell. De otro lado, la empresa Glencore de Suiza adquirió la refinería de Cartagena en Colombia (CEPAL 2007: 43). En Perú, la China National Petroleum Company adquirió el 50% de los activos de los Lotes VIII y 1-AB localizados en la selva, los cuales constituyen los yacimientos productores más grandes del país (Vásquez 2007).
22
sustantivo en la estrategia de PDVSA. En el 2006 esta empresa vendió la parte de su
filial CITGO en una refinería de Houston, EE.UU., y durante los últimos años viene
priorizando inversiones en América Latina y aproximándose a otros países en
desarrollo localizados fuera de la región, incluyendo China e India (CEPAL 2007: 51).
En síntesis, la historia de la industria del petróleo en América Latina permite
distinguir tres grandes momentos o etapas. La primera se caracterizó por la presencia
de empresas petroleras multinacionales como la Standard Oil y la Royal Dutch Shell,
de origen norteamericano y británico-holandés respectivamente, las cuales llevaron a
cabo inversiones en exploración y explotación de petróleo y al mismo tiempo
desplegaron sus cadenas logísticas en otras actividades de la industria, operando
simultáneamente en el transporte de crudo y derivados, así como en la refinación y la
comercialización de hidrocarburos en toda la región. Inicialmente estas empresas
operaron sin mayores restricciones. Pero luego, en una segunda etapa, los gobiernos
de la región fueron afirmando cada vez más el control sobre sus recursos petroleros.
En muchos países esto dio lugar a la nacionalización de los yacimientos petroleros y
los activos de la industria, así como a la creación de empresas estatales, que
empezaron a liderar en el negocio petrolero.
La tercera y última etapa se inicia con las reformas estructurales, que toman
fuerza durante la última década del siglo XX, y se caracteriza por la liberalización de
las economías, la desregulación de los mercados y la remoción de barreras a la
participación privada en la industria, particularmente al ingreso de capitales de origen
extranjero. Un rasgo distintivo de esta etapa es la internacionalización de las
principales empresas estatales, especialmente PDVSA, PETROBRAS y ENAP.
Algunos estudios revelan que las diferencias en el grado de apertura a la
inversión extranjera que se observan en los distintos países de la región se explican
por los diferentes grados de dependencia de las economías con respecto a la
producción local de petróleo, tanto en términos fiscales como también en la generación
de divisas y su impacto en las balanzas de pagos. Así, países como Venezuela y
especialmente México, ricos en reservas, han mostrado un menor grado de apertura
que países deficitarios o en búsqueda de la autosuficiencia, como es el caso de Brasil,
Chile, Argentina, y Perú (Palacios 2002).
Al mismo tiempo, la historia de la industria del petróleo en la región también
revela marcadas diferencias tanto en el desempeño de las empresas petroleras
23
estatales como en el grado de apertura y la extensión con que se llevaron a cabo los
procesos de privatización. Estas diferencias se explican por las peculiaridades
históricas, políticas e institucionales que caracterizaron la evolución de las industrias
petroleras en cada país. Así, en países con empresas estatales deficientes, agobiadas
por interferencias políticas en su gestión y necesitadas de continuas transferencias
fiscales para sostenerse a flote, la intensidad de la apertura y la extensión de la
privatización fueron mucho mayores, como en el caso de Argentina y Bolivia. Por el
contrario, países con estructuras institucionales y empresariales más eficientes, han
optado por potenciar sus empresas estatales, internacionalizando sus inversiones y
diversificando mercados como es el caso de PETROBRAS Y ENAP, las cuales vienen
adoptando “una combinación más balanceada entre el mercado y el Estado” (Palacios
2002: 4).
El Perú se encuentra a medio camino entre ambos extremos, toda vez que la
privatización de la empresa estatal a mediados de los 1990, no significó su liquidación
total. En efecto, PETROPERU opera la segunda refinería más grande del país, así
como otras refinerías más pequeñas, y aún mantiene una participación significativa en
el comercio mayorista y minorista de combustibles. Poco antes de concluir la última
legislatura bajo el gobierno de Toledo, el Congreso de la República aprobó una Ley
que declara de interés nacional el fortalecimiento y modernización de la Empresa
Petróleos del Perú (Petroperú S.A.). En términos prácticos, la Ley dispuso la remoción
de una serie de restricciones burocráticas que limitaban las inversiones directas que la
empresa puede realizar para rentabilizar sus operaciones y expandir su capacidad
productiva.
Más recientemente, el Ministerio de Energía y Minas publicó una resolución
que establece los objetivos estratégicos de PETROPERU para el quinquenio 2007-
2011. Entre los principales objetivos destacan: “incrementar y sostener la rentabilidad
de la empresa… mantener e incrementar la participación en el mercado de
comercialización de hidrocarburos… incrementar la capacidad de refinación y mejorar
su flexibilidad” e incluso el objetivo de “desarrollar la integración vertical” (RM N° 280-
2007-MEM). Queda aún por verse, sin embargo, si el actual gobierno estará dispuesto
a respetar la autonomía que la empresa requiere para una gestión eficiente, lo que
constituye una condición necesaria para el logro de estos objetivos.
Como acertadamente observa Mc Craw (1984) al estudiar la historia de la
regulación de las empresas privadas en los EE.UU., si bien la naturaleza de las
personas y el contenido de sus ideas pueden contribuir a explicar el rol del Estado en
la economía, los fundamentos estructurales de la industria sujeta a regulación han
24
definido, más que ningún otro factor, el contexto en el cual han operado las
intervenciones estatales. En este orden de ideas la sección siguiente presenta una
breve revisión de las características estructurales de la industria del petróleo.
25
CAPÍTULO 2: CARACTERÍSTICAS ECONÓMICAS Y TECNOLÓGICAS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO
Es posible distinguir dos conjuntos de actividades en la industria del petróleo.
El primero, conocido como el segmento upstream, comprende todas las actividades
“río arriba” vinculadas a la exploración de nuevas reservas y la extracción o producción
de petróleo crudo. El segundo conjunto, conocido como el segmento dowstream (río
abajo), empieza con la refinación del petróleo y su transformación en productos
derivados, y comprende también la comercialización mayorista y la distribución
minorista de los productos hacia los consumidores intermedios y finales. Otras
actividades fundamentales en la industria son el transporte y almacenamiento de
petróleo crudo, refinados y el gas licuado de petróleo (Vásquez 2005).
La industria del petróleo es una industria multiproductora con una estructura
vertical compleja. Los procesos de exploración y extracción del crudo, refinación y
distribución, así como el transporte y el almacenamiento, dan lugar a una serie de
problemas tecnológicos, medio ambientales y logísticos cuya solución requiere de la
participación coordinada de muchos actores. Cada actividad tiene características
específicas cuya comprensión es necesaria para entender cabalmente las condiciones
de funcionamiento de los mercados.
Por ejemplo, algunos autores destacan el hecho de que las empresas
horizontalmente integradas, que producen energía utilizando fuentes alternativas,
tienden a operar con costos de producción más bajos que aquellas con menores
niveles de integración (Mayo 1984)7. Uno de los incentivos para integrarse
horizontalmente está asociado al hecho de que los costos incrementales son
crecientes en las etapas de exploración y producción. Como se observa en el caso de
los EE.UU., las grandes empresas petroleras han diversificado sus operaciones
incluyendo también la producción de carbón8.
En el caso del segmento downstream, Vásquez (2006) señala que las
actividades de refinación generalmente exhiben economías de escala, toda vez que
los costos tienden a disminuir a medida que se procesan mayores volúmenes de
petróleo. Asimismo se observan economías de alcance o diversificación, pues resulta
más económico que las empresas produzcan y comercialicen distintos tipos de
7 Mayo (1984) señala que Teece (1980) fue el primero en usar el término integración horizontal y lo define de la siguiente manera: “Lateral integration refers to join ownership of products with a low but non-zero cross price elasticity of demand. Here we will use the term to refer to join ownership by petroleum firm of alternative primary energy sources-primary coal”. 8 Para mayores detalles sobre la función de costos de estructuras de firmas multiproducto véase Shepard (1970). Mayo (1984) señala que la eficiencia en una firma multiproductora no sólo depende de la existencia de economías de escala sino también de los costos asociados a la producción de los otros bienes.
26
combustibles, en lugar de especializarse en un solo producto. Estos dos tipos de
economías caracterizan a muchas “industrias de procesos” y frecuentemente se
asocian a la indivisibilidad de insumos o factores de producción, a la “ley de los dos
tercios”, así como a la especialización de los factores productivos tanto a nivel de
planta (multiproducto) como a nivel de empresa (multiplanta)9.
Un estudio reciente de la Federal Trade Commission (FTC 2004) pone en
evidencia que la estructura de la industria, particularmente la integración vertical y la
concentración de las operaciones en pocas empresas, no dependen exclusiva ni
principalmente de variables tecnológicas. En efecto, las innovaciones tecnológicas en
los procesos de refinación han generado incentivos a la concentración en un menor
número de refinerías más grandes, complejas y sofisticadas, con la capacidad de
procesar distintos tipos de petróleo en mayores volúmenes. Al mismo tiempo, sin
embargo, el desarrollo de mercados spot y mercados de futuros ha dado lugar a una
reducción sustantiva de los costos de transacción, de manera que los incentivos a
integrarse verticalmente han disminuido. Puesto en otros términos, los cambios
descritos apuntan en la dirección de facilitar la concentración de las empresas en el
núcleo de sus actividades especializadas.
Sin embargo, la incertidumbre asociada a la evolución futura de los mercados
de petróleo, la importancia del acceso a fuentes de energía en el desarrollo de los
países y el rol activo que juegan las empresas estatales en esta industria, ponen en
evidencia criterios y consideraciones adicionales que deben tenerse en cuenta al
evaluar las estrategias de desarrollo empresarial
2.1 Exploración10
La exploración de petróleo es una actividad caracterizada por la incertidumbre
en la localización de los yacimientos, por las asimetrías informativas entre los
diferentes actores involucrados, y por los potenciales impactos negativos en el medio
ambiente, todo lo cual da lugar a requerimientos de inversión en tecnologías complejas
y sofisticadas. Es posible observar la existencia de un número relativamente elevado
de empresas especializadas en la provisión de los diversos servicios requeridos en la
9 Ver al respecto Scherer y Ross (1990), Ollinger (1994), Panzar y Willig (1981). La “ley de los dos tercios” o Ley de Williams establece que el costo de capital K de una unidad productiva determinada (por ejemplo una máquina o un tanque de almacenamiento) puede expresarse de manera aproximada mediante la ecuación empírica K = ACα donde “A” es una constante propia del tipo de unidad productiva, “C” es la variable de tamaño o capacidad, y “α” es un número positivo menor a uno. Para muchos tipos de unidades productivas, el valor de α es muy cercano a los 2/3= 0.667, lo cual simplemente expresa la conocida relación geométrica de que el área de un cuerpo volumétrico varía en una proporción igual a su volumen elevado a la potencia de 2/3.
27
actividad de exploración, lo cual pone en evidencia que las barreras a la entrada no
son muy altas. En la mayoría de los países de la región, la exploración ha estado
abierta a la participación de empresas privadas, frecuentemente en asociación con las
empresas estatales o bajo la modalidad de contratos de servicio o contratos de riesgo
compartido (joint ventures).
La exploración puede ser realizada por grandes compañías petroleras, las
cuales están integradas en al menos dos componentes de la industria, pero también
por pequeñas empresas especializadas que realizan operaciones de menor
envergadura. En esta etapa la estructura de costos en la producción petrolera ha
estado caracterizada por la existencia de los costos incrementales crecientes. Por ello,
se señala que “la configuración monopólica es técnica y físicamente imposible” puesto
que los costos de recuperación se incrementan cada vez que se alcanza la capacidad
máxima de extracción o se agota el reservorio (Vásquez 2005:64).
Existen diversos métodos de exploración petrolera que permiten aumentar las
probabilidades de descubrimiento de nuevos yacimientos, entre los cuales podemos
destacar: a) los métodos geofísicos, los cuales analizan los sub-estratos rocosos de la
superficie; b) la gravimetría, que utiliza las diferencias de la gravedad de distintos
sectores para detectar los depósitos minerales y reservas petroleras; c) La
magnetometría, que identifica las diferencias en la densidad de las rocas subterráneas
a través de la medición de la carga electromagnética que éstas poseen. A pesar que
es necesario realizar inversiones específicas en la implementación de estos métodos
que permitan detectar con mayor probabilidad los yacimientos minerales, las
inversiones realizadas en esta fase no constituyen costos hundidos puesto que es
posible transportar y utilizar la maquinaria requerida desde y hacia lugares y
actividades alternativos (Vásquez 2005: 65)11.
No obstante, según el estudio de la FTC (2004), las economías de escala
vienen jugando un rol significativo en la etapa de exploración en los Estados Unidos,
particularmente en la gestión de los riesgos asociados a la localización de nuevas
reservas. Esto se expresa en la fusión y consolidación de empresas que operaban de
manera independiente. Al mismo tiempo, este informe revela algunos eventos han
contribuido a intensificar la competencia en el mercado mundial de crudo en su etapa 10 Esta sección toma como referencia básica el estudio de Vásquez (2005). 11 Debe destacarse que Mayo (1984) señala que en el caso de los Estados Unidos existen complementariedades y similitudes físicas entre los distintos reservorios de hidrocarburos y otros recursos como el carbón, por lo que las firmas pueden aprovechar las inversiones realizadas en la búsqueda de información geológica a lo largo del proceso de exploración, la experiencia de campo, y los activos adquiridos o construidos para la exploración y desarrollo de yacimientos, para hacer factible la comercialización de petróleo y otras fuentes minerales. Este autor señala también que esto puede significar un importante ahorro de costos para las empresas mineras debido a las sinergias productivas (como por ejemplo en el caso de empresas productoras de carbón que son subsidiarias de la producción de petróleo).
28
de exploración, desde inicios de la década de 1980. En efecto, el fraccionamiento de la
Unión Soviética y la privatización de algunas empresas petroleras han facilitado el
ingreso de nuevos competidores al mercado, lo cual ha traído consigo una reducción
en los niveles de concentración en la industria12.
2.2 Explotación
La explotación de los yacimientos de gas o petróleo provee el principal insumo
de la industria de hidrocarburos. Se observa una notable variedad en las propiedades
químicas del petróleo extraído de los distintos yacimientos. Sus atributos más
importantes son la densidad y su contenido de azufre. Los crudos ligeros (menor
densidad) y “dulces” (con menor contenido de azufre) generalmente se consideran de
mayor calidad y se venden a precios más altos que los crudos pesados y ácidos (con
mayor contenido de azufre), debido a que sus rendimientos en la obtención de
gasolinas de alto octanaje son también mayores.
Cuando se inicia la explotación de un yacimiento determinado y las escalas de
producción son aun reducidas, la actividad presenta tramos de costos decrecientes
asociados a la generación de economías de escala. Sin embargo, los costos unitarios
tienden luego a elevarse como resultado del progresivo agotamiento de las reservas.
Cuando esto ocurre se hace necesario utilizar métodos de recuperación secundaria o
terciaria, para evitar que la producción disminuya. Otra característica de la actividad
son los costos hundidos generados por la inversión en activos específicos a la
localización de los yacimientos, que se requieren para la perforación de los pozos y la
extracción del crudo (Vásquez 2006: 65).
Finalmente debe mencionarse que la inversión en explotación tiende a
concentrarse en determinados períodos, dependiendo principalmente de la evolución
de los precios internacionales, del desarrollo de tecnologías de producción de crudo y
de la evaluación de los diversos riesgos asociados a esta actividad. Así, en
determinadas circunstancias las empresas pueden postergar sus inversiones hasta
encontrar condiciones más ventajosas (Vásquez 2005).
12 A pesar de ello, las reservas mundiales de crudo de petróleo son más concentradas que la producción de dicho combustible. De acuerdo a la U.S. Energy Information Agency, en el 2002, por ejemplo, los miembros de la OPEC tenían el 38, 5% de la producción de petróleo y el 67.5% de las reservas de dicho combustible.
29
2.3 Transporte
Existen distintas formas o modalidades de transporte del petróleo y sus
derivados. Entre ellas pueden mencionarse: los ductos (oleoductos para el transporte
de petróleo y poliductos para el caso de los líquidos de gas natural), el cabotaje
marítimo o por vía fluvial o lacustre, y el transporte terrestre a través de camiones-
cisterna13. Los buques tanques petroleros son el medio más frecuente para la
comercialización del crudo en el mercado nivel internacional, mientras que los ductos y
camiones – cisterna frecuentemente se utilizan para el transporte al interior del
mercado doméstico aunque también, crecientemente, para transacciones entre países
fronterizos (Távara y Ochoa, 2006).
En general las redes de ductos son el medio de transporte más económico
para distancias largas, aún cuando su desarrollo involucra costos hundidos e
inversiones específicas en activos que no tienen usos alternativos. El transporte
mediante ductos también exhibe economías de escala y de alcance. Estas
características frecuentemente configuran una situación de monopolio natural, lo cual
explica que tanto el ingreso de nuevas empresas como el servicio de transporte, estén
sujetos a regulaciones de diverso tipo14.
En contraste, el transporte terrestre puede ser provisto por un número elevado
de camiones cisterna de diferentes capacidades. Lo mismo puede afirmarse en
relación al transporte pluvial y marítimo, aún cuando también se observan economías
de escala, dentro de ciertos límites en este tipo de actividades. En todo caso, las
barreras estructurales al ingreso de nuevas empresas son comparativamente menores
a las que se observan en el transporte mediante ductos.
2.4 Refinación
La actividad de refinación constituye el corazón o núcleo de la industria
petrolera, y consiste en procesar o refinar el petróleo crudo para obtener los diversos
productos derivados que demanda el mercado. En realidad, el petróleo tiene muy poca
utilidad en su estado natural. Por ello, es necesario transformar el petróleo en
13 En el caso del gas natural la tecnología de transporte es relativamente simple. El proceso requiere de la compresión del gas extraído desde el subsuelo, el cual es luego enviado mediante tuberías lineales, que operan bajo presión, hasta los puntos donde empiezan los sistemas de distribución. Además de las tuberías o ductos de transporte, los activos utilizados incluyen estaciones de compresión, sistemas de válvulas e instrumentos de control, insumos primarios como combustible para los compresores, y por cierto fuerza de trabajo. 14 Un estudio sobre los determinantes del crecimiento de la productividad en la industria de transmisión de gas natural en Estados Unidos para el período 1953 – 1979 , pone en evidencia que dicho crecimiento no se explica tanto por las economías escala, sino por el cambio tecnológico registrado en esta industria (Aivazian et al. 1987).
30
productos de alto valor comercial como las gasolinas, los destilados medios (diesel 2 y
kerosenes), y el combustible para aviones (Turbo A1).
Estos productos son obtenidos del petróleo mediante un proceso de
destilación. Toda actividad de refinación comprende 3 procesos principales: a) la
destilación primaria, mediante el cual se obtiene la separación de los hidrocarburos
que conforman el crudo procesado; b) el craqueo catalítico, mediante el cual las
moléculas más pesadas son convertidas en moléculas más livianas, a fin de obtener
productos más livianos y de mayor valor; c) el blending, que es un proceso de mezcla
con el cual se obtienen los productos comerciales con las especificaciones requeridas
por el mercado.
Las inversiones y los costos de instalación de la infraestructura de refinación
son irreversibles o irrecuperables en su mayor parte, debido a que no pueden
convertirse a otros usos o trasladarse de lugar si la empresa refinadora decide
abandonar el mercado (Vásquez 2006). Estas inversiones específicas se convierten
en costos hundidos irrecuperables, los cuales provocan una asimetría esencial entre
las empresas ya está establecidas (incumbente) y las potenciales ingresantes al
mercado. Puesto en toros términos, estos costos actúan como barreras a la entrada y
permiten a las refinerías ya establecidas disfrutar de un cierto poder de mercado, que
no podrían ejercer en ausencia de tales costos
En términos económicos, la refinación es una “industria de proceso” y como tal,
exhibe economías de escala15. Debido a consideraciones logísticas, las refinerías
tienden a localizarse cerca de los yacimientos o de las principales fuentes de
abastecimiento (puertos y aeropuertos), a fin de reducir costos de transporte. Debido a
la incidencia de estos costos, las refinerías tienen un área geográfica de influencia
definida, lo cual limita la competencia entre ellas.
La actividad de refinación tiene un carácter “multiproducto” y exhibe economías
de alcance. El mix o composición del producto final en los distintos derivados depende
en parte del tipo de crudo que se procesa pero también del propio diseño y calibración
de las refinerías. Las empresas que realizan esta actividad, intentan adecuar su
producción a las características de la demanda y pueden, dentro de ciertos límites,
15 Un rasgo característico a la industria de refinación es la presencia de economías de escala asociadas a la construcción de las plantas y la producción de combustibles líquidos. Debido a los elevados costos específicos y hundidos, y a los reducidos costes marginales de producción una vez que el petróleo es fraccionado, la existencia de economías de escala, bajo estas condiciones, puede resultar significativa respecto al tamaño del mercado. La duplicación de las facilidades de refinación por parte de nuevos entrantes resultaría ineficiente por la duplicación de los costes hundidos en un contexto donde se alcanza la escala mínima eficiente. En esta situación, la operación de una sola firma monopólica en la industria, desde el punto de vista económico, sería eficiente (Vásquez 2006).
31
alterar la composición o el “mix” producido, calibrando sus instalaciones o variando la
carga del crudo que procesan16.
Por lo tanto, el marco conceptual para el análisis de la industria de refinación es
el de una industria multiproductora, es decir, una industria en la cual la producción de
combustibles es menos costosa si se realiza en una misma planta que en un grupo de
entidades distintas. Las economías de escala y de alcance caracterizan la producción
de combustibles, dan lugar a lo que formalmente se denomina subaditividad de costos
y explican el elevado grado de concentración industrial en el segmento de refinación
(Vásquez 2006) 17
Desde la década de 1980 los cambios tecnológicos en la industria de refinación
han dado lugar refinerías más sofisticadas y a aumentos sustantivos en la
productividad. Entre los cambios más importantes se destacan la adopción de
sistemas computarizados de control, así como el desarrollo de equipos de craqueo
catalítico más avanzados, lo cual permite lograr rendimientos más altos de derivados
más livianos y de mayor valor, incluso utilizando distintas variedades de crudo. Estos
cambios han potenciado las economías de escala y de alcance que caracterizan esta
actividad.
Una de las consecuencias de estos cambios tecnológicos ha sido el aumento
en la escala y en la flexibilidad de las refinerías, las cuales tienen hoy no solo un
mayor tamaño, sino que también son capaces de producir derivados procesando
crudos de diverso tipo18. Esto sugiere que la escala mínima de operación eficiente se
ha elevado. La evidencia presentada por la FTC para el mercado de los EE.UU. revela
que, en 1986, sólo el 24% de las refinerías en operación tenían una capacidad mayor
a los 100 mil barriles por día (BPD), mientras que en el año 2004 este porcentaje
ascendía al 42%. Asimismo, el estudio encuentra que las refinerías de mayor tamaño
son más eficientes que las refinerías más pequeñas, y producen combustibles a
menores costos (FTC 2004).
Por último, es oportuno anotar que las economías de escala a nivel de empresa
también son significativas en la actividad de refinación. En efecto, las grandes
empresas pueden elevar la eficiencia de las cadenas logísticas operando redes de
16 La producción de combustibles derivados también presenta economías de alcance que se generan por el empleo de una misma infraestructura para la producción conjunta de diversos combustibles líquidos (Vásquez 2006). La presencia de costos fijos conjuntos en la producción de combustibles constituye un desafío para la fijación de precios de los combustibles finales (dentro de la planta). 17. La condición de subaditividad para una canasta Q tal que Σi Qi = Q esta dada por Σi C(Qi) ≥ C(Q), donde C(Q) es una función de costos totales para cualquier partición del vector Q. 18 Otra consecuencia de estos cambios es el aumento en las elasticidades cruzadas al precio de los distintos tipos de crudo, toda vez que las posibilidades de sustituir un crudo por otro, cuando su precio relativo se eleva, son ahora mayores.
32
refinerías y terminales de almacenamiento. Su mayor escala les permite reducir costos
unitarios mediante la compra y procesamiento de grandes volúmenes de crudo. Estas
economías explican, junto a otros factores, la tendencia a la consolidación de la
actividad de refinación en pocas empresas multiplanta, las cuales actúan como
operadores logísticos en varias etapas de la industria, incluyendo refinación,
almacenamiento, transporte y comercialización de petróleo y derivados.
2.5 Almacenamiento y despacho
El almacenamiento y despacho de hidrocarburos tiene lugar en los terminales o
plantas de venta. Las instalaciones de esta actividad están constituidas principalmente
por tanques, ductos y equipos de bombeo19. Se trata de activos con un alto grado de
especificidad, que involucran costos hundidos. La capacidad instalada está
obviamente definida por el volumen de sus unidades, mientras que la cantidad de
materiales así como el esfuerzo requerido para producir estas unidades es
aproximadamente proporcional a su superficie. Por esta razón, entre otras, la actividad
exhibe economías de escala20.
Los terminales o plantas de venta también tienden a localizarse muy cerca de
las refinerías, en los hubs de abastecimiento como puertos, aeropuertos, y también
cerca de los principales centros de demanda. Algunos terminales son operados por las
propias refinerías. En otros casos los terminales son operados por empresas
independientes, que no tienen vinculación con las empresas dedicadas a la refinación
y comercialización de hidrocarburos.
Los cambios tecnológicos relevantes en esta actividad son en realidad el
resultado de innovaciones en la organización y la logística de las cadenas de
suministro, así como también de la adopción de tecnologías de la información y las
comunicaciones. Este es el caso del método “justo a tiempo” (just in time), que
básicamente consiste en sincronizar los suministros con los requerimientos, de
manera que los productos son recibidos y entregados en la cantidad requerida, con la
velocidad y en el momento que se necesitan. Esto ha dado lugar a aumentos
sustantivos en la eficiencia operativa de los terminales y también ha permitido una
19 En el caso del GLP, el almacenamiento requiere de tanques con otras especificaciones, debido a las características físicas de este producto. El costo de almacenamiento y de transporte es superior al correspondiente a las gasolinas en aproximadamente 30%. 20 Dado que el área de una esfera o cilindro de proporciones constantes varía en proporción a su volumen elevado a la potencia de dos tercios, puede esperarse una relación similar entre el costo producción de estas unidades y su capacidad. Esta es precisamente la “ley de los tercios”, referida en una nota anterior, que explica las economías de escala a nivel de planta en la industrias de procesos (Scherer 1980:82).
33
reducción de los inventarios promedio. En algunos países como EE.UU., estos
cambios han dado lugar a la consolidación de las empresas dedicadas a esta
actividad, y a una reducción significativa en el número de terminales de 2,293 en 1982
a 1,225 en 1997 (FTC 2004).
2.6 Comercialización Mayorista
Como su nombre lo indica, esta actividad consiste en la venta de combustibles
al por mayor. Los productos refinados son transportados a granel a través buques
tanques, camiones cisterna u oleoductos, desde las refinerías a las estaciones
terminales, y desde allí son distribuidos a las estaciones minoristas. Los principales
activos tangibles de las empresas mayoristas dedicadas al mercado interno, son sus
instalaciones de almacenamiento y sus flotas de vehículos para el transporte de
combustibles.
El número de empresas que se dedican a esta actividad es generalmente
mayor al número de empresas dedicadas a la refinación. Esto se explica porque el
tamaño mínimo eficiente de las empresas mayoristas es reducido en relación al
tamaño de mercado. Las economías de escala no son significativas y por ello no hay
barreras estructurales a la competencia. Puesto en otros términos, la magnitud de la
inversión requerida para operar en la comercialización mayorista en comparativamente
reducida en relación a la requerida para instalar, por ejemplo, una refinería. En efecto,
un camión cisterna para el transporte de hidrocarburos cuesta algunas decenas de
miles de dólares, mientras que la inversión en una refinería requiere de cientos de
millones de dólares.
2.7 Comercialización Minorista
Esta actividad constituye la etapa final del segmento downstream, y consiste en
la venta de los productos refinados a los consumidores finales (empresas y hogares).
Los principales activos de las estaciones de servicio, donde tiene lugar esta actividad,
son el terreno, los tanques de combustible e instalaciones de bombeo, y los equipos
surtidores.
Generalmente las empresas mayoristas cuentan también con su propia red de
estaciones de servicio, donde se venden combustibles al por menor. La integración
vertical del comercio mayorista y minorista tiene lugar bajo distintas modalidades, en
34
algunos casos se trata de estaciones propias de las empresas mayoristas, en otros la
modalidad utilizada es la concesión o la franquicia. También existen estaciones
independientes “no abanderadas” que operan con su propia razón social, y se
abastecen directamente de los mayoristas.
Al respecto, las estaciones de servicio pueden clasificarse en las siguientes
categorías21:
a) Red de gestión propia: el mayorista es dueño o arrendatario de la estación de
servicio y controla las operaciones directamente.
b) Concesión: el mayorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio, la
cual ha sido cedida a un minorista que la opera o administra en el marco de un
contrato.
c) Abanderados o afiliados: el minorista es dueño o arrendatario de la estación de
servicio, y opera con la marca o bandera del mayorista en el marco de un
contrato.
d) Blancos, independientes o no abanderados: el minorista es dueño o
arrendatario de la estación de servicio, y opera de manera independiente, con
marca o razón social propia.
En términos generales, las barreras a la entrada al mercado minorista, para
instalar y operar estaciones de servicio, son comparativamente reducidas en relación a
las que se observan en otras etapas o actividades de la industria. Sin embargo, el
mercadeo minorista de gasolina es cada vez más intensivo en las grandes ciudades, y
requiere de grandes inversiones en publicidad y en las propias estaciones. Durante las
últimas décadas esta actividad ha sufrido una notable transformación, orientada a la
generación de economías de escala en la gestión corporativa, en un contexto de
liberalización de los mercados y de intensificación de la competencia entre las
empresas, lo cual ha dado lugar a la diferenciación de los productos a través de
marcas.
Los mayores requerimientos de inversión en las estaciones de servicio se
explican por la tendencia a ofrecer diversos servicios, incluyendo tiendas de
21 Ver al respecto Shepard (1993). En la industria petrolera se suelen utilizar también definiciones inglesas para denominar las distintas formas contractuales que pueden aparecer a nivel de los establecimientos minoristas de combustibles. Así, las cuatro modalidades más conocidas de contratos son: a) COCO (company owned, company operated) por la cual la compañía petrolera es dueña de la estación de servicio y al mismo tiempo la opera, b) CODO (company owned, dealer operated) por la cual la empresa petrolera es dueña de la estación de servicio pero ésta es operada por un concesionario independiente de la empresa, c) DOCO (dealer owned, company operated) mediante la cual un tercer agente es dueño de la estación de servicio pero la operación corre por cuenta de la compañía petrolera, d) DODO (dealer owned, dealer operated) donde un tercer agente es propietario del establecimiento y al mismo tiempo lo opera.
35
conveniencia, cajeros automáticos, y otros servicios automotrices, así como también
por la obligación de cumplir con nuevas normas de seguridad y regulaciones medio
ambientales. En algunos países el tamaño promedio de las estaciones de servicio se
ha elevado, a medida que las preferencias del mercado se orientan cada vez más a
estaciones con servicios múltiples y con un mayor número de surtidores.
36
CAPÍTULO 3: ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO EN LATINOAMÉRICA
Como se explicó en la primera sección, el desarrollo de la industria del petróleo
en la región tomo un mayor impulso a principios del siglo 20, con las inversiones en
exploración de nuevos yacimientos por parte de las empresas multinacionales y el
descubrimiento de importantes reservas de petróleo. La industria en la región ha
experimentado periodos de apertura y liberalización, y también períodos de control y
restricción a la inversión privada, nacional y extranjera.
También se ha señalado que el grado de apertura del sector petrolero en los
diferentes países parece explicarse por la importancia relativa del sector en la
economía nacional, y específicamente por su impacto en las cuentas fiscales y en la
balanza comercial. Históricamente, los países exportadores netos de petróleo han
adoptado mayores controles y restricciones a la participación privada en el sector,
sobre todo durante los períodos de vigencia del modelo de industrialización por
sustitución de importaciones, lo cual se explica por la importancia del sector en la
generación de divisas e ingresos fiscales. En contraste, la apertura a la inversión
privada ha sido mucho mayor en los países importadores netos de petróleo,
precisamente debido a la necesidad de facilitar la exploración y explotación del
recurso.
Al mismo tiempo, la intensidad de las reformas orientadas a liberalizar los
mercados y promover la inversión privada parece estar correlacionada con el
desempeño de las empresas estatales. En los países con empresas estatales
deficientes, caracterizados por la interferencia política en su gestión, la velocidad e
intensidad de las reformas ha sido mayor, como es el caso de Argentina. De otro lado,
en países con empresas petroleras estatales bien gestionadas, se observa mayor
parsimonia en la liberalización de los mercados.
Para el análisis de la estructura de los mercados en el segmento downstream
de la industria, se ha considerado conveniente agrupar a los países de acuerdo al
criterio utilizado por Altomonte y Rogat (2004) quienes categorizan como países
autoabastecidos a Argentina, Colombia y Bolivia; como países exportadores a Ecuador
y Venezuela; y como países importadores a Brasil y Chile.22 Perú se encuentra a
medio camino entre su condición actual de importador neto y la categoría de
22. Aunque Argentina y Colombia también son exportadores netos desde la década de los 90, se los considera como autoabastecidos debido a la gran diferencia de sus exportaciones respecto de Ecuador y Venezuela. Paraguay y Uruguay también se encuentran en la categoría de países importadores. Sin embargo sus sectores petroleros muestran un menor grado de desarrollo relativo y por ello no han sido considerados en este estudio.
37
autoabastecido. Por último, es necesario mencionar que debido a que la presente
investigación tiene como objetivo el análisis de las condiciones de competencia en la
comercialización de derivados del petróleo, la descripción de la estructura de los
segmentos downstream se centrará en la refinación, transporte y comercialización de
dichos productos. Sin embargo, también se incluirá una breve descripción de la
producción de petróleo y sus derivados y un análisis de su impacto en la balanza
comercial de hidrocarburos.
3.1 Países Autoabastecidos 3.1.1 Producción y Balanza Comercial
Argentina es un país cuya producción de petróleo permite satisfacer su
demanda interna, e incluso exporta pequeñas cantidades de crudo y derivados. La
producción de petróleo se lleva a cabo en 5 cuencas23 que comprenden territorios de
11 provincias. Según los datos obtenidos del Instituto Argentino del Gas y el Petróleo,
las cuencas de mayor producción son las del Golfo de San Jorge24 y la Neuquina25
donde se produjo más del 80% del total del país durante el primer semestre del 2007.
Asimismo, la producción de petróleo en Argentina se caracteriza por llevarse a cabo
por empresas privadas, ello a partir de la apertura de la industria en la década de 1990
y la venta de la empresa estatal YPF a la española Repsol a fines de la misma. Es
necesario mencionar que dicha apertura dio lugar a una expansión de la inversión
privada en el sector y permitió aumentar la producción, logrando el autoabastecimiento
e incluso la generación de excedentes exportables, los cuales fueron dirigidos a países
con menores reservas petroleras como Chile.
La producción argentina de petróleo crudo para la refinación, según la
Secretaria de la Energía (SE) fue del orden promedio de 660 mil BPD en los años
2005 y 2006. En este sentido, durante los últimos años se ha registrado un retroceso
en la producción de petróleo. Según la misma fuente en 1993, un año después del
inicio de la privatización de la industria petrolera argentina, la producción alcanzó los
593 mil BPD alcanzando el pico de producción en 1998, un año antes de la venta de la
empresa estatal YPF a la española Repsol, con 847 mil BPD. La producción de los
años 2005 y 2006 ha sido ligeramente inferior a la de 1994. Dicha reducción ha
provocado la preocupación de las autoridades argentinas ante la disminución de
23. Austral, Cuyana, Golfo San Jorge, Neuquina y Noroeste. 24. Está ubicada en la Patagonia central. Comprende la parte sur de la provincia del Chubut, la parte norte de la provincia de Santa Cruz y gran parte de la plataforma continental argentina en el Golfo San Jorge. 25. Comprende la provincia de Neuquén, el oeste de La Pampa y Río Negro y el sur de Mendoza.
38
reservas desde principios del siglo XXI, contando actualmente con una razón reservas
producción equivalente a 9 años.26
GRÁFICO 1 Producción de petróleo en BPD 1994-2006
650.000670.000690.000710.000730.000750.000770.000790.000810.000830.000850.000
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006B
PD
Producción de Petróleo
Fuente: Secretaría de la Energía Elaboración propia Nota: La producción de los años 2003 y 2004 fue obtenida del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG)
Como consecuencia, la balanza comercial de petróleo crudo también ha
registrado reducciones sustantivas en los niveles de superávit, en términos de
producción vendida, debido a que mayores cantidades de petróleo han debido
procesarse en las refinerías para satisfacer la creciente demanda interna. El superávit
de la balanza comercial de petróleo alcanzó su pico en 1998 con 313.287 BPD, para el
año 2006 el superávit sólo alcanzó los 66.989 BPD. Sin embargo, en términos
monetarios y según los datos publicados por la SE, el superávit del 2006 es mayor que
el de 1998, lo cual sería explicado por el aumento de los precios del crudo.
26. Según el Anuario Estadístico Sector Energético Argentino 2005 del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” las reservas en dicho año han caído a 2.180 millones de barriles luego de haber llegado a un máximo de 3.066 millones en el año 1999.
39
GRÁFICO 2 Saldo de la Balanza Comercial de Petróleo en BPD 1994 -2006
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006B
PD
Saldo de la Balanza Comercial
Fuente: Secretaría de la Energía Elaboración propia.
Respecto a la producción de derivados para el transporte vehicular, como las
naftas y el gas oil, se puede observar en Tabla 5 el dominio del gas oil en lo que va de
la presente década. Entre las naftas, la más importante durante el mismo periodo es la
Súper. Asimismo puede observarse un declive de la producción de los dos principales
combustibles (gas oil y nafta súper) en el año 2002, coincidente con la crisis de la
convertibilidad. Por otro lado, se observa una reducción notable de la producción de
Nafta común en el año 2006 y un alza de la producción de la Nafta Ultra lo cual estaría
revelando un posible cambio de la demanda.
TABLA 5 Producción Interna de Gasolinas y Gas Oil27 en Argentina en BPD 2001-200628
Año Gas oil Nafta Comun Nafta Super Nafta Ultra2001 210.653 27.246 79.155 16.9772002 192.474 30.847 66.111 16.5492003 204.170 35.374 51.075 21.3382004 206.994 32.693 51.705 18.3762005 201.161 31.625 52.777 19.7352006 216.616 15.632 55.461 30.394
Fuente: Secretaría de la Energía (SE) Elaboración propia
Respecto al intercambio comercial de combustibles de uso automotor, la
balanza comercial del gas oil durante los dos últimos años ha sufrido un déficit, luego
27. Según el Ing. Fidel Amésquita de la Gerencia de Fiscalización de Hidrocarburos Líquidos del OSINERGMIN, el Gas Oil es equivalente al Diesel 2 en Perú. 28. La Secretaría de la energía no reporta producción de gas licuado de petróleo. Solo se reporta la exportación de gas licuado a granel.
40
de ser ampliamente superavitaria en los 3 primeros años de la presente década. La
Nafta Super ha tenido un comportamiento parecido aunque su balanza no ha llegado a
ser deficitaria. Esto demostraría la importancia de los dos combustibles en el mercado
argentino. Si se observa la información contenida en ambos cuadros así como la
evidencia mostrada sobre la producción de petróleo, se puede dar cuenta de que
coinciden una disminución de la producción de estos dos derivados y un deterioro de
sus balanzas comerciales29. Ello indicaría que la conjunción de la disminución de la
producción de petróleo y una creciente demanda serían las causantes del deterioro
comercial.
En el caso de la Nafta común, la cifras registradas en la balanza comercial
revelan que ha mantenido su fortaleza a pesar de la fuerte reducción de la producción
en el año 2006; mientras que en el caso de la Nafta Ultra la reducción del superávit
comercial ha coincidido con un aumento de la producción nacional, lo cual indicaría
que la demanda interna de dicho combustible ha aumentado en los últimos años.
TABLA 6 Saldo Balanza Comercial de Naftas y Gas Oil en Argentina en BPD
2001-2006 Gas oil Nafta Comun Nafta Super Nafta Ultra
(1) (4) (2) (5) (3) (6)2001 22.309 12.915 31.722 1.7142002 20.153 15.949 35.020 3982003 23.249 26.257 26.219 5362004 11.501 21.999 24.015 5182005 -6.933 33.500 16.647 5352006 -5.827 22.627 11.609 371
Año
Fuente: Secretaría de la Energía (1) Incluye exportación de Nafta Común >83 RON y con plomo (2) Incluye exportación de Nafta Super >93 RON y con plomo (3) Incluye exportación de Nafta Ultra > 97 RON (4) Incluye importación de Nafta Común >83 RON (5) En el año 2005 incluye importación de Nafta Super >93 RON, mientras que en los años 2004 y 2006 incluye además Nafta Super con plomo (6) Incluye importación de Nafta Ultra > 97 RON
En segundo lugar, Colombia también se caracteriza por ser un país
autoabastecido y un exportador neto de petróleo y derivados. La producción de
petróleo colombiano supera los 500 mil BPD y se lleva a cabo en 8 cuencas. La más
productiva es la de los Llanos orientales, que da cuenta de más del 60% del crudo
producido en Colombia, siguiéndole las cuencas correspondientes al Valle Superior y 29. Aunque la producción de gas oil se ha caracterizado por tener altibajos, en el año 2005 se dio una reducción que coincidió con una balanza deficitaria. La reducción del déficit comercial en el año 2006 estaría explicado por la mejora en la producción de dicho año.
41
el Valle Medio del río Magdalena con el 17% y el 13% aproximadamente, según el
MINMINAS.
En cuanto a los agentes involucrados en la producción de petróleo, a diferencia
de Argentina, la presencia de la empresa estatal ECOPETROL es determinante ya que
opera la mayor parte de los campos productores. Sin embargo, nunca cerró totalmente
su industria petrolera a la inversión privada sino que la permitió controlándola a través
de contratos de asociación y concesión donde la participación de ECOPETROL es del
30%30.
La menor apertura de la industria petrolera colombiana respecto a Argentina
parece explicarse por el mejor desempeño de la empresa estatal ECOPETROL, la cual
ha llevado a cabo sus operaciones sin generar problemas financieros como fue el caso
de la empresa estatal argentina. ECOPETROL ha contribuido positivamente a la
economía colombiana, aportando no sólo ingresos fiscales sino también divisas por el
comercio externo del petróleo y sus derivados.
TABLA 7 Producción y reservas de petróleo en Colombia 2002 – 2006
Petróleo 2002 2003 2004 2005 2006Reservas (Mbbl) 1631,7 1542 1478 1453 1506Producción(Mbbl) 211 198 193 192 194Reserv/Prod. (Años) 7,7 7,8 7,6 7,6 7,8
Fuente: Balances Energéticos Nacionales 1975-2006. Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) – Ministerio de Minas y Energía (MINMINAS) de Colombia.
Sin embargo, al igual que en Argentina, la industria petrolera colombiana
también viene sufriendo una reducción progresiva de sus reservas. Teniendo en
cuenta que el consumo actual de petróleo y derivados representa el 40,6% del
consumo total de energía, la UPME estima que las reservas de 1.506 millones de
barriles en el 2006 alcanzarán para aproximadamente 8 años más. La producción de
petróleo, por su parte, se ha reducido en los últimos años, manteniéndose actualmente
en 194 millones de barriles de petróleo.
Respecto a la producción de derivados para el transporte como el GLP, las
gasolinas de motor31 y el Diesel, se puede observar que este último producto ha
registrado una tendencia al alza en su producción durante el periodo 2002 – 2006.
Esto tiene como correlato el aumento de la demanda interna de dicho combustible, la 30. En 1999 el gobierno colombiano redujo a este porcentaje su participación en los contratos firmados con empresas privadas luego de haber tenido el 50% desde los años 70.(Palacios, 2002) 31. Los datos de este tipo de combustibles no solo incluyen gasolinas para autos sino también de aviones. No se han publicado datos desagregados.
42
cual ha pasado, según la UPME, del 19% el 2002 al 25% el 2006. Por otro lado, la
producción de gasolinas motor ha mostrado el comportamiento contrario, habiéndose
contraído su producción. La participación de gasolinas en la demanda interna también
ha disminuido, del 27% en el 2002 al 22% en el 2006. Por último, la demanda de GLP
en los últimos años sólo da cuenta del 4.4% en promedio de la demanda interna total.
A pesar de que a mediados de los 90 hubo la demanda doméstica de este producto
aumentó, la producción llegó a su pico en el 2003 y ha tenido una tendencia a
estancarse en los 21 mil BPD como se observa en la Tabla 8 (UPME, 2007).32
TABLA 8 Producción de derivados para el transporte vehicular en BPD
2002-2006
Diesel 64.868 65.512 73.068 72.468 80.518Gasolina Motor 109.268 111.137 115.978 98.975 85.310
GLP 23.775 27.926 21.573 21.622 22.156
Derivado 2003 2005 200620042002
Fuente: Balances Energéticos 1975 – 2006. Ministerio de Minas y Energía. Elaboración: propia.
Respecto al intercambio comercial y al igual que la Argentina, la balanza
comercial sigue siendo superavitaria a pesar de la disminución de la producción de
petróleo. El superávit comercial incluso se ha elevado en el año 2006, como resultado
de los significativos aumentos en los precios internacionales del crudo. Por otro lado,
el comercio internacional de los combustibles para el transporte ha tenido una
evolución similar. Los saldos positivos se han reducido llegando a ser negativos en el
caso del Diesel, lo cual puede atribuirse al crecimiento de la demanda interna. Por
último, el GLP ha presentado una balanza comercial superavitaria debido a que la
demanda por dicho combustible ha podido ser cubierta por la producción interna,
vendiéndose los excedentes al extranjero. (Ver Tabla 9 y Tabla 7)
32. Debido a la falta de datos desagregados de las gasolinas de motor en Colombia no sería conveniente realizar una comparación de las producciones de derivados para el transporte entre Colombia y Argentina.
43
TABLA 9 Balanza comercial de Petróleo y combustibles vehiculares en Colombia en miles
de barriles 2002-2006
Año Petróleo GLP Gasolina Motor Diesel Oil
2002 103998 512 6.011 5652003 83.462 909 2.097 5882004 78.520 124 3.830 4802005 80.821 95 5.188 -2.2842006 77.127 151 3.237 -927
Fuente: Balances Energéticos 1975 – 2006. Ministerio de Minas y Energía. Elaboración: propia.
GRÁFICO 3 Balanza comercial de hidrocarburos en millones de dólares americanos
2.284,8 1.961,2
2.373,7
2.960,83.330,0
3.275,0 3.383,2
4.227,4
5.559,0
6.240,0
990,201.422,00
1.853,70
2.598,202.910,00
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
2002 2003 2004 2005 2006
EXP - IMP MMUS$
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
BALANZA COMERCIAL EXPORTACIONES IMPORTACIONES
Fuente: Balances Energéticos 1975 – 2006. Ministerio de Minas y Energía. Elaboración: propia.
Por último, Bolivia representa un caso especial debido a que se trata de un país
autoabastecido cuya principal fuente de divisas proviene actualmente del gas natural.
Sin embargo, durante el primer lustro de la década actual, la producción de petróleo ha
tenido un comportamiento ascendente, llegando a cerca de 51 mil BPD en el 2005, un
nivel mucho menor al registrado por Argentina y Colombia.33 Al igual que en Colombia
y Argentina, las reservas de petróleo en Bolivia han registrado una reducción durante
los dos últimos años, pasando de 929 millones de barriles en el 2002 a 856 millones
en el 2005. Pero a diferencia de estos dos países, Bolivia cuenta con grandes reservas
33 Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos.
44
de gas natural, cuya producción superó los 1.500 millones de pies cúbicos diarios en el
2005, lo cual ciertamente constituye un gran respaldo y le asegura una balanza
comercial superavitaria.
TABLA 10 Producción anual de Petróleo de Bolivia 2002-2005
Año BPD2002 36.2842003 39.5462004 46.4372005 50.702
Producción de Petróleo promedio
Fuente: Cámara Boliviana de Hidrocarburos
Respecto al intercambio comercial, las exportaciones de hidrocarburos a
octubre de 2006 fueron, según el Informe de Hidrocarburos de la Superintendencia de
Hidrocarburos de Bolivia (SHB), del orden de US$ 1.692 millones, de los cuales solo
US$ 293 millones correspondieron a la exportación de líquidos y condensados. La
evolución de las exportaciones en el periodo 2003 – 2006 se ha caracterizado por un
crecimiento considerable del orden del 250%, pasando de US$ 500 millones a cerca
de US$ 2000 millones. El aumento del valor de las exportaciones, según el informe de
la SHB, se explica tanto por la venta de mayores volúmenes como también por el
aumento de los precios internacionales.
Por otro lado, la importación de derivados corresponde principalmente al Diesel
Oil. La actividad de importación de hidrocarburos la llevan a cabo 49 empresas. Sin
embargo, los datos publicados por los organismos públicos sectoriales solo
corresponden a la comercialización mayorista y minorista del Diesel, por lo que se
incluyen en la sección correspondiente.
La participación estatal en la industria de hidrocarburos de Bolivia ha sufrido un
movimiento pendular desde la década de 1990 hasta el presente. Bajo la gestión de
Sanchez de Lozada, en 1994 se promulgó la Ley de Capitalización N° 1554, y
posteriormente, en 1996, la Ley de Hidrocarburos N° 1689. Con este nuevo marco
legal se privatizó la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia
(YPFB), adjudicándose el 50% de las acciones inversionistas privados, 47% pasó a
manos de las Administradoras de Fondos de Pensiones privadas (AFPs) y el 3%
restante a los trabajadores de la empresa34.
34. Información disponible en http://www.untcip.net/notasperiodicos/may06/9d.htm
45
Sin embargo una década después, luego de realizar un referéndum en el año
2005, el gobierno de Evo Morales nacionalizó la industria del petróleo, cumpliendo con
lo prometido en su campaña electoral. Se procedió entonces a modificar la legislación
vigente, que otorgaba la propiedad de los hidrocarburos a las empresas
transnacionales. La importancia de dicho cambio se puede mostrar teniendo en cuenta
que los ingresos generados por el sector representan un alto porcentaje de los
ingresos del sector público no financiero (43.2% en el 2006).
3.1.2. Transporte y Refinación
En Argentina no existe una empresa especializada encargada del transporte de
hidrocarburos, por lo que cada empresa privada debe realizar esta actividad por su
cuenta. El transporte se lleva a cabo a través de oleoductos y poliductos, camiones
tanque o cisterna y embarcaciones tanque. Por ejemplo, Repsol YPF cuenta con 1.801
Km. de poliductos, 16 instalaciones de almacenamiento y despacho con una
capacidad total de operación de 6,18 millones de barriles y 53 instalaciones
aeroportuarias con una capacidad total de 151.000 barriles.
La cuenca neuquina cuenta con los 3 principales oleoductos del país, dos de
los cuales abastecen al mercado nacional. El oleoducto Trasandino es el único
oleoducto internacional, debido a que atraviesa la frontera con Chile. Su propiedad es
compartida por 4 empresas privadas. Este oleoducto tiene una capacidad de 115.000
BPD.
Por su parte, la refinación de petróleo en Argentina se lleva a cabo en 16
refinerías operadas por 13 empresas privadas. Sin embargo, se observa un grado de
concentración relativamente elevado en esta actividad. La Refinería La Plata de la
empresa Repsol YPF tiene una capacidad de 188.694 BPD siendo la más grande del
país. La evidencia disponible revela que Repsol-YPF concentra el 50% de la
capacidad de refinación de crudo del país (629 mil BPD). Las otras dos empresas con
plantas refinadoras, en orden de importancia, son Shell con 110 mil BPD y Esso con
88 mil BPD.35
La Tabla 11 presenta la cantidad de crudo procesado por refinería durante el
periodo 2004-2006 a partir de los datos publicados por el Instituto Argentino de la
Energía “General Mosconi” (IAEGM) y el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas
(IAPG). Se confirma la alta concentración en la actividad de refinación, y el elevado
35. Ver al respecto “La energía y sus protagonistas 2005”, disponible en www.energiaynegocios.com.ar
46
peso relativo de Repsol-YPF con un 56% del total refinado, seguido de Esso y Shell
con un 14% cada una y Petrobras con el 12%.
Asimismo, se observa que los volúmenes refinados han registrado un aumento
significativo durante el año 2006 respecto a los 2 años anteriores, lo que coincide con
el aumento de la demanda interna de derivados de petróleo. El mayor incremento de
volúmenes refinados corresponde a las empresas Repsol y Esso, con cifras del orden
de los 14 mil y 13 mil BPD adicionales entre el 2005 y 2006, respectivamente.
TABLA 11 Petróleo procesado por refinerías en BPD 2004-200636
Empresa Refinería 2004 2005 2006Combustibles Argentinos
S.A. CASA - Alsina 0 7 0ESSO Campana 74.851 68.464 81.771
Estandar EnergyGeneral
Rodríguez - Est. E. 0 67 1
Fox Petrol Fox - Neuquén 0 190 601
Kilwer General Rodríguez 0 10 2
New American Oil Plaza Huincul - NAO 0 372 265
Ricardo Eliçabe 29.417 26.236 29.927Complejo San
Lorenzo 33.492 35.724 32.461
Petrolera Argentina Pet. Arg. - Neuquén 0 1.363 1.149
Polipetrol Luján de Cuyo - Polipetrol 0 286 486
Refinor Campo Durán 17.320 17.949 17.017
Rutilex Hidrocarburos Argentinos S.A.
Campana - RHASA 306 1.999 0
Shell Dock Sud 76.960 80.293 85.092La Plata 165.057 172.443 179.298
Luján de Cuyo 101.363 104.888 109.060Plaza Huincul 32.171 23.846 25.873
Petrobras Energy
Repsol YPF
9
2
Fuentes: Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (IAEGM) / Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG)
Elaboración propia.
En el caso de Colombia, el sistema de transporte por ductos permite el traslado
del crudo extraído a los principales centros de refinación y puntos de embarque con
destino a la exportación. La red de oleoductos tiene una extensión de 4.876 Km.
distribuidos en 41 ductos. La presencia de la empresa estatal ECOPETROL en este
segmento de la industria también es importante, manteniendo en propiedad 11
oleoductos con una extensión total de 1,400 Km y participando en asociación con
empresas privadas en otros 21, siendo los 9 restantes completamente privados y con
36. Los datos del año 2004 corresponden solo al IAPG, sin embargo, debido a que los datos brindados a dicho organismo proviene de empresas socias y no socias es necesario no tomar como estadísticas finales los casos en los que se colocó cero.
47
una longitud de 785 Km. Asimismo, Colombia cuenta con una red de poliductos por la
cual transporta derivados desde los centros de refinación y puntos de desembarque de
combustibles importados hacia las plantas de almacenamiento y terminales. Esta red
tiene una longitud de 3,500 km. y el 99% de la propiedad corresponde a ECOPETROL.
A diferencia de la Argentina, la actividad de refinación en Colombia esta
fuertemente concentrada en la empresa estatal, la cual es propietaria de 4 de las 5
refinerías. La capacidad total de refinación alcanza los 333 mil BPD, es decir
aproximadamente una cuarta parte de la capacidad instalada argentina, una magnitud
suficiente para abastecer la demanda interna. La refinería Barrancabermeja es la más
grande del país, con una capacidad de refinación de 238 mil BPD. Se encuentra
ubicada en el centro del país y produce la mayor parte de las gasolinas y diesel que se
comercializan en Colombia. La segunda en importancia es la refinería de Cartagena
con una capacidad de refinación de 76 mil BPD y esta ubicada en la costa del Caribe
Colombiano. La única refinería de propiedad privada es la Refinería del Nare
(Refinare) con una capacidad instalada bastante menor (14 mil BPD). ECOPETROL
cuenta también con otras refinerías, pero de capacidad mucho menor, entre las cuales
pueden mencionarse las de Apiay (2.5 mil BPD) y Orito (2.8 mil BPD). Por último es
oportuno mencionar el proyecto de construcción de la refinería de Sebastiopol, de
capitales privados, la cual tendrá una capacidad de refinación de 30 mil BPD.
Uno de los objetivos de la industria en Colombia es el aumento de la capacidad
de refinación, teniendo en cuenta los compromisos ambientales. Para ello se han
llevado a cabo, durante los últimos años, grandes inversiones en dirigidas a
modernizar las refinerías. Asimismo, la actual política energética promueve la
construcción y operación de refinerías por parte de la empresa privada. Sin embargo,
Sin embargo, el marco regulatorio vigente al parecer no ofrece suficientes incentivos al
sector privado para competir en la comercialización de los productos, lo cual hace
difícil el ingreso de nuevas empresas a esta actividad el suministro de crudo y los
precios de los derivados ha dificultado la concreción de dicho objetivo. (UPME
2005:38)
Por último, la gran capacidad de refinación de Barrancabermeja le permite
ubicarse como la más importante en el abastecimiento de la demanda interna,
proporcionando cerca del 90% del GLP, el 70% de la gasolina corriente, el 80% de la
gasolina extra y el 75% del Diesel ACPM, (UPME 2005:41).
Por su parte, el transporte de hidrocarburos y gas natural en Bolivia se lleva a
cabo mediante una extensa red de gasoductos, oleoductos y poliductos operados por
48
11 empresas, incluyendo a aquellas que operan las 5 refinerías en funcionamiento en
este país.
Las dos refinerías más grandes estuvieron bajo control de Petrobrás Bolivia
Refinación hasta el año 2006, cuando fueron nacionalizadas por el actual gobierno.
Según la SHB el procesamiento de petróleo en el año 2005 alcanzó un volumen de
41.828 BPD, de los cuales el 58,5% fue procesado en la refinería Gualberto Villarroel y
el 37,1% en la refinería Guillermo Elder Bell (ver Tabla 12).
TABLA 12 Procesamiento de petróleo por refinería
BPD24.45615.519
7361.117
Guillermo Elder BellSanta CruzOro Negro
RefineríaGualberto Villarroel
Fuente: Memoria Anual 2005 de la Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia (SHB)
La refinería Gualberto Villarroel, ubicada en Cochabamba, y la refinería
Guillermo Elder Bell, ubicada en Santa Cruz, antes operadas por Petrobrás Bolivia
Refinación, procesan en conjunto alrededor de 40.000 BPD, abasteciendo la totalidad
de la demanda de gasolinas Especial y Premium, así como el 60% del Diesel.
La tercera refinería del país, Oro Negro S.A., es operada por el grupo
empresarial privado boliviano Equipetrol. Su principal producto es el Diesel oil. Se
ubica a 30 Km. de la ciudad de Santa Cruz en el departamento del mismo nombre. Su
principal producto es el Diesel, dirigido al mercado de la región oriental del país. Tiene
una capacidad de procesamiento de 2.400 BPD, pero se proyecta una ampliación
hasta 3.000 BPD en el año 2007.
La cuarta refinería, Santa Cruz S.R.L. “Reficruz”, fue un proyecto gestado por
iniciativa de empresarios bolivianos y extranjeros37, a partir de la Ley de Hidrocarburos
de 1996, para aumentar el abastecimiento de combustibles dado el déficit de
producción de Diesel. Es la tercera refinería ubicada en el departamento de Santa
Cruz y tiene una capacidad de procesamiento de 2.000 BPD. Por último, la refinería
Parapetí es la más joven y pequeña y la cuarta ubicada en Santa Cruz, cerca al río
Parapetí. Tiene una capacidad instalada muy reducida, de solo 180 BPD.
Respecto a la producción de derivados se puede afirmar que el caso boliviano
muestra una gran similitud con el caso colombiano, debido a la preponderancia de las
37. Los grupos accionistas fueron Autuma Sinper S.R.L. y E.B. Millar & Co.
49
refinerías operadas por la empresa estatal YPFB. Las cifras mostradas en la Tabla 13,
para el periodo comprendido entre julio 2006 y junio 2007, ponen en evidencia la
elevada participación de esta empresa. Asimismo, los datos muestran que la
producción se concentra en dos productos (Diesel Oil y gasolina Especial).
TABLA 13 Producción promedio de derivados por refinería en BPD
Julio 2006 – Junio 2007
Diesel Oil Gasolina Premium
Gasolina Especial GLP
7.021,42 0,00 6.970,95 1.848,284.415,34 57,05 3.964,62 550,62
294,23 0,00 0,00 0,001.011,48 0,00 755,32 46,92
17,48 0,00 0,00 0,0012.759,96 57,05 11.690,88 2.445,82
Oro NegroParapetíTotal
Refinería
Gualberto VillarroelGuillermo Elder BellSanta Cruz
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia
3.1.3 Comercialización mayorista y minorista
El tamaño del mercado argentino de combustibles vehiculares en el año 2006,
medido por las ventas realizadas, fue de poco más de 127 millones de barriles, según
la revista “Prensa Vehicular”. Las cifras publicadas por la SE, el IAEGM38, y el IAPG,
revelan un alto grado de concentración del mercado en la empresa Repsol YPF, la
cual lidera las ventas de los 4 combustibles de interés para el análisis (nafta común,
súper, ultra y gas oil). En términos agregados la participación de esta empresa alcanza
el 54% del mercado de combustibles vehiculares. Shell, Petrobrás tienen una
participación menor, del orden de 14% cada una, y Esso es la cuarta mayor
comercializadora con el 12%. Teniendo en cuenta lo indicado, se observa una alto
número de empresas operando en el segmento de comercialización. Sin embargo, la
evidencia confirma el predominio de las empresas multinacionales de origen extranjero
(Tabla 14).
Respecto al Gas Natural Comprimido (GNC), debe mencionarse que en el año
1983 se puso en marcha el Plan de sustitución de los combustibles líquidos por GNC.
Para el año 2006, según el número de agosto de Prensa Vehicular (Tabla 15), la
participación de mercado (ventas) del GNC en los combustibles vehiculares ha sido
del 15%, sufriendo un retroceso del 2% respecto al 2005. Asimismo, es posible
observar que tanto la producción como las ventas de nafta común han mostrado una
38. La SE y la IAEGM no muestran datos de la participación de empresas para el mercado de la Nafta Ultra.
50
tendencia declinante durante los últimos tres años, lo cual coincide con un aumento de
las exportaciones. Al parecer ha tenido lugar un proceso de recomposición de la
demanda de los distintos tipos de naftas, habiendo aumentado la demanda de
combustibles con mayor procesamiento. Por su parte, el gas oil ha mantenido su
participación con el 64%.
TABLA 14 Participación mercados de combustibles vehiculares (%) Año 2006
Empresa Nafta Común Nafta Super Nafta Ultra Gas Oil Total
DAPSA 3% 2% 0,21% 2% 2%ESSO SAPA 14% 12% 14% 12% 12%
PESA (PETROBRAS E.S.A.) 19% 16% 10% 14% 14%
PETROLERA DEL CONOSUR S.A 3% 2% 0,51% 1% 1%REFINOR S.A. 4% 2% 0,48% 2% 2%
RHASA 0,09% 0,02% 0% 0,14% 0,11%SHELL CAPSA 13% 19% 21% 12% 14%
YPF S.A. 44% 48% 54% 56% 54% Fuente: IAPG Elaboración propia.
TABLA 15 Participación de combustibles vehiculares en barriles 2004-2006
Combustible 2004 % 2005 % 2006 %Nafta Común 4.105.380 4% 3.411.650 3% 2.868.775 2%Nafta Súper / Ultra 17.522.797 16% 19.719.707 17% 23.926.157 19%Gas Oil 71.584.538 64% 75.809.249 64% 81.371.320 64%GNC 19.261.292 17% 20.042.362 17% 19.258.820 15%Total 112.474.007 100% 118.982.967 100% 127.425.072 100%
Fuente y elaboración: Prensa Vehicular, Agosto 2007.
En Argentina las actividades de distribución mayorista y minorista de
combustibles, están verticalmente integradas en un 95% (Coloma 2002). A su vez, los
principales distribuidores mayoristas también se encuentran integrados con la
actividad de refinación, y operan la mayor parte de las estaciones de servicio. En
efecto, el 10% de las estaciones son de propiedad de estas compañías verticalmente
integradas mientras que el 85% de dichas estaciones opera en el marco de contratos
de largo plazo, que incluyen cláusulas de comercio exclusivo y mantenimiento del
precio de reventa. Sólo el 5% de las estaciones de servicio es propiedad de empresas
independientes. El 50% de estas últimas se abastecen a través del distribuidor
mayorista RHASA, mediante contratos con cláusulas similares a los anteriormente
mencionados.
51
La Subsecretaría de la Competencia, la Desregulación y Defensa del
Consumidor, mediante el Decreto 1060/2000 limitó la duración de los contratos de
largo plazo entre mayoristas y minoristas a 5 años, y a 8 años en caso de estación
nueva, y también limitó al 40% el número de estaciones de servicio que pueden estar
abanderadas por una misma empresa. Sin embargo, la suscripción de contratos de
consignación por parte de los comercializadores mayoristas les permite evitar el pago
del impuesto de Ingresos Brutos, controlar la compra de combustible por parte de la
estación así como también, en mayor medida, el precio cobrado al público.
Respecto al número de estaciones de servicio en general, la empresa Repsol
YPF registra la cifra más alta (1.868), que incluye la mitad de las 72 estaciones que
posee la empresa Refinor S.A. Junto a Repsol-YPF, Shell (853)39, Esso, filial de Exxon
Mobil,40 (590 estaciones: 90 propias y 500 con contrato de franquicia) y Petrobrás
Energía (738) son las empresas con mayor presencia en el mercado minorista. Este
ranking es consistente con la participación de las empresas en el mercado de
combustibles vehiculares, de acuerdo a lo indicado en la Tabla 14.
Por otro lado, según Prensa Vehicular el número de estaciones de servicio
(exclusivas o duales) que comercializan GNC en el país es de 1.691, las cuales
operan con la bandera de una de las 17 empresas o son independientes. El 35%
corresponden a esta última clasificación, el 22% son abanderadas de Repsol-YPF, el
12% de Petrobrás, el 10% de Shell y el 8% de Esso. El resto se distribuye entre las
otras 12 empresas, con participaciones menores a 3% cada una. De esta manera, la
comercialización de combustibles en Argentina puede caracterizarse como una
actividad altamente concentrada en 4 empresas transnacionales, pero también registra
la presencia marginal de varias empresas nacionales más pequeñas.
En el caso de Colombia, el sistema de transporte de derivados por ductos a los
consumidores finales, controlado por ECOPETROL, constituye un monopolio natural
ya que la duplicación de las redes para introducir competencia no sería
económicamente eficiente (UPME 2005:46). En contraste, en Argentina el transporte
de derivados está a cargo de cada empresa privada. Por su parte, el almacenamiento
de combustibles en Colombia se lleva a cabo en dos sistemas: el sistema operativo de
ECOPETROL, que comprende el almacenamiento en las propias instalaciones de las
refinerías y en las estaciones intermedias de los ductos; y el sistema compuesto por
las plantas de abasto propiedad de los distribuidores mayoristas, donde los derivados
39. Shell: Reporte Anual de Actividades del 2005. 40. El 30 de agosto se publicó la noticia de que Exxon vendería todas sus propiedades en Argentina, sin embargo, la compañía no ha confirmado la noticia.
52
son tratados antes de transportarlos hacia las estaciones de comercialización
minorista.
Al año 2004 existían 45 plantas de almacenamiento, 11 se encuentran
localizadas en aeropuertos y están dedicadas al almacenamiento de combustibles de
aviación, mientras que las 34 restantes se encuentran distribuidas en todo el territorio
colombiano. Siete empresas controlan la mayor parte de las plantas de
abastecimiento. La empresa Terpel surgió de la unión de las distintas empresas Terpel
regionales, conformadas por la asociación entre ECOPETROL y las municipalidades,
con el propósito de asegurar el abastecimiento de las distintas regiones del país. Los
15 principales mayoristas representan el 90% del mercado de combustibles (UPME
2005). El siguiente cuadro muestra el número de plantas de abastecimiento y el tipo de
combustible que almacena cada mayorista.
TABLA 16 Plantas de Abasto por Distribuidor Mayorista 2004
Mayoristas Gasolinas Diesel ACPMBrío 1 2Exxon-Mobil 9 12Terpel 17 17Petrocomercial 2 2Petromil 1 2Shell 1 1Chevron-Texas 11 8Otros 2 4
Plantas de Abasto
Fuente: ECOPETROL
Elaboración: Cadena del Petróleo 2004. Ministerio de Minas y Energía - UPME.
Por último, el transporte a las estaciones de servicio se realiza mediante una
flota de camiones cisterna que pertenece al mayorista. En Colombia existen 2,425
estaciones de servicio que por lo general operan bajo la bandera de un distribuidor
mayorista.41 En algunos casos, el mismo distribuidor mayorista es el propietario de la
estación de servicios. Según Gorbaneff y Restrepo (2007), en la medida en que los
contratos celebrados entre mayoristas y minoristas son más completos, el incentivo a
la integración vertical disminuye. El mercado minorista logró un mayor dinamismo a
partir de las medidas adoptadas por el gobierno en 1998, orientadas a la liberalización
de los precios. Esto incentivó el ingreso de empresas como la transnacional Shell y la
local Brío.
41. Información obtenida de Gorbaneff y Restrepo 2007.
53
El número de estaciones de servicio afiliadas a cada mayorista se aprecia en la
Tabla 17. Las empresas Terpel, Brío y Petromil son de origen nacional. La información
mostrada revela una gran presencia de la empresa estatal a través de Terpel, la cual
concentra más del 50% de las estaciones. El tipo de relación predominante entre
mayoristas y minoristas es el de afiliación. A diferencia de la Argentina, donde el 95%
de las estaciones de servicio pertenecen a una red mayorista, en Colombia el número
de estaciones completamente integradas a los mayoristas mediante relaciones de
propiedad, es mucho menor (Tabla 17).
TABLA 17 Estaciones de Servicio operadas directamente por las mayoristas o por
minoristas para cada marca
MARCA TOTAL DE ESTACIONES ABANDERADAS
ESTACIONES OPERADAS POR MINORISTAS
ESTACIONES OPERADAS DIRECTAMENTE
% OPERADAS DIRECTAMENTE
TERPEL 1,268 1,208 60 4.73%MOBIL 392 378 14 3.57%ESSO 376 357 19 5.05%TEXACO 320 304 16 5.00%SHELL 34 34 0 0.00%BRÍO 22 22 0 0.00%PETROMIL 13 0 3 23.08%TOTAL 2,425 Fuente: Asociación Colombiana de Petróleo (ACP); Fendipetroleo (2002). Elaboración: Gorbaneff y Restrepo 2007.
Por último, en el caso de Bolivia, la comercialización mayorista fue
nacionalizada al igual que los activos de las refinerías. La información publicada sobre
la comercialización y venta de derivados está desagregada por departamento. Los tres
mercados relevantes para el análisis, el del Diesel, las gasolinas y el GLP, muestran
un alto grado de concentración de las ventas en los departamentos de Santa Cruz,
Cochabamba y La Paz. Las ventas de Diesel en estos tres departamentos dieron
cuenta del 79% de las ventas totales en el año 2005, y del 77% en el año 2006.
TABLA 18 Ventas de Diesel por departamento en barriles 2005-2006
Departamento 2005 % 2005 (*) % Total 2005 % 2006 %La Paz 1.179.118 18% 658.659 32% 1.837.777 22% 1.469.119 21%Santa Cruz 2.800.710 44% 908.678 44% 3.709.388 44% 2.802.807 40%Cochabamba 1.041.733 16% 50.671 2% 1.092.404 13% 1.128.048 16%Oruro 300.000 5% 61.081 3% 361.080 4% 388.219 5%Potosi 268.512 4% 28.618 1% 297.129 3% 338.707 5%Chuquisaca 218.570 3% 3.715 0% 222.285 3% 239.394 3%Tarija 426.312 7% 324.921 16% 751.233 9% 454.408 6%Beni 147.608 2% 4.282 0% 151.890 2% 176.278 2%Pando 47.630 1% 40.797 2% 88.427 1% 63.216 1%Total 6.430.192 100% 2.081.422 100% 8.511.613 100% 7.060.196 100% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia (*) Importado
54
La distribución geográfica de las ventas de gasolinas y GLP muestra un patrón similar:
los tres departamentos mencionados concentraron alrededor del 78% de las ventas de
estos productos durante los años 2005 y 2006.
TABLA 19 Ventas de gasolinas por departamento en barriles 2005-2006
DepartamentoEspecial -
2005 %Premium -
2005 % Total 2005 % Total 2006 %
La Paz 1.407.369 41% 2.599 15% 1.409.968 41% 1.513.018 40%Santa Cruz 849.705 25% 13.993 81% 863.697 25% 947.448 25%Cochabamba 406.268 12% 612 4% 406.880 12% 453.646 12%Oruro 157.392 5% 0 0% 157.392 5% 181.910 5%Potosi 139.597 4% 0 0% 139.597 4% 165.632 4%Chuquisaca 113.073 3% 0 0% 113.073 3% 123.095 3%Tarija 127.479 4% 132 1% 127.611 4% 139.945 4%Beni 139.497 4% 0 0% 139.497 4% 157.767 4%Pando 63.282 2% 0 0% 63.282 2% 66.504 2%Total 3.403.661 100% 17.336 100% 3.420.997 100% 3.748.965 100% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia
TABLA 20 Ventas de GLP por departamento en barriles 2005-2006
Departamento 2005 % 2006 %La Paz 1.317.157 33% 1.411.629 34%Santa Cruz 1.109.061 28% 1.107.350 27%Cochabamba 657.500 17% 692.435 17%Oruro 217.190 5% 223.180 5%Potosi 187.836 5% 198.901 5%Chuquisaca 181.135 5% 196.924 5%Tarija 221.704 6% 227.643 6%Beni 66.451 2% 69.081 2%Pando 9.623 0% 10.011 0%Total 3.967.657 100% 4.137.155 100%
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia
Asimismo, según la SHB, la empresa estatal concentra buena parte de la
comercialización de GLP, controla directamente 26 de las 35 plantas engarrafadoras y
tiene el 47% de participación en el mercado. El 53% restante del GLP comercializado
procede de 3 plantas operadas por Repsol-YPF y de otras plantas menores bajo el
control de empresas nacionales.
Respecto a la comercialización minorista, la información sobre el número de
estaciones de servicio publicada por la SHB, también esta desagregada por
55
departamento. Existen 445 de estaciones de venta de combustibles líquidos al 2007,
de las cuales 253 se encuentran en La Paz y Santa Cruz42.
Por último, a partir del descubrimiento de las reservas de gas natural, el
gobierno boliviano promulgó el Decreto Supremo 27956 en diciembre de 2004 en el
que se dispone el incentivo a la conversión de los automóviles a Gas Natural Vehicular
(GNV). Desde esa fecha el número de estaciones de servicio de GNV ha ido
aumentando hasta llegar a las 102 estaciones en el 2007 (96 en La Paz, Cochabamba
y Santa Cruz), mientras que el número de vehículos convertidos, según estimaciones
de la SHB, alcanza las 76.155 unidades, obteniéndose una venta total estimada en
828 millones de barriles.
3.1.4 Comentarios
Argentina, Bolivia y Colombia tienen en común el hecho de haber logrado su
autoabastecimiento. Sin embargo, la industria del petróleo que se ha desarrollado en
cada uno de estos países exhibe estructuras muy distintas. En un extremo tenemos a
Argentina, que ha privatizado todas las actividades de la industria. Bolivia se encuentra
en el otro extremo, al haber nacionalizado los recursos y la propiedad de los activos.
Por último, Colombia se encuentra en una situación intermedia, caracterizada por la
presencia preponderante de la empresa estatal en todos los segmentos de la industria,
y al mismo tiempo por la participación regulada de la empresa privada, la cual opera
con ciertas restricciones.
Estas diferencias se explican por peculiaridades históricas e institucionales en
la evolución de la industria del petróleo en cada país. En Argentina se tomó la decisión
de privatizar luego de varios años de crisis financiera de la empresa estatal YPF, en un
contexto de crisis más general en la economía del país. En Bolivia se optó por
nacionalizar la industria como resultado del proceso político, marcado por la
reivindicación del Estado boliviano respecto de la propiedad de sus recursos naturales.
Mientras que en Colombia el Estado mantiene una fuerte presencia en el sector a
través de la empresa estatal, en un esquema orientado a afianzar el control sobre una
industria muy sensible en términos de ingresos fiscales y generación de divisas, como
resultado de la comercialización de crudo y derivados con el exterior.
42. Cabe indicar que Petrobrás tenía una red de 26 estaciones afiliadas, pero luego de la nacionalización de las refinerías y del restablecimiento del control estatal de la distribución mayorista por parte de YPFB, decidió retirar su marca de las estaciones, argumentando que ya no podía garantizar la provisión de productos de calidad a los consumidores.
56
Colombia ha logrado obtener beneficios de la inversión privada y del expertise
de las empresas multinacionales en la localización de nuevas reservas, manteniendo
en todo momento la presencia estatal y el control sobre sus recursos. Con este
esquema, ha logrado aumentar su producción a fin de satisfacer una creciente
demanda. Bolivia, por su parte, ha tomado posesión de las refinerías más grandes del
país, ha estatizado la distribución mayorista y ha permitido la actividad privada
solamente en el segmento de comercialización minorista.
Como resultado de las distintas medidas adoptadas, se puede afirmar que la
liberalización total de la industria en Argentina, no tuvo como resultado una mayor
competencia sino la presencia de un grupo de empresas extranjeras que predomina
sobre las demás empresas más pequeñas en todas las actividades del downstream.
Por su parte, Colombia mantiene una presencia estatal importante en la refinación,
transporte y comercialización mayorista y minorista. Sin embargo, en los últimos años
ha adoptado medidas dirigidas a incentivar la inversión privada en refinación y
comercialización minorista, con el fin de ampliar la capacidad productiva del país y
dinamizar el mercado. Por último, Bolivia ha tomado el control de todo el segmento
downstream, permitiendo una pequeña presencia privada en la comercialización
minorista.
3.2 Países Exportadores
3.2.1 Producción y balanza comercial
Ecuador es el segundo mayor exportador de petróleo de la región, superado
solo por Venezuela. La industria de petróleo e hidrocarburos ecuatoriana tiene un peso
específico elevado en el conjunto de la economía. De hecho, las exportaciones de
petróleo y derivados dan cuenta de más de la tercera parte de las exportaciones
totales (Arriagada 2006).
La empresa estatal ecuatoriana, PETROECUADOR, está presente en todas las
etapas o actividades de la industria petrolera, y opera con 3 filiales:
PETROPRODUCCIÓN: Es la filial que se encarga de la exploración y la producción de
petróleo, así como del transporte por poliductos y gasoductos a los centros de
almacenamiento.
57
PETROINDUSTRIAL: Es la filial que se encarga de la refinación del petróleo y de la
producción de derivados.
PETROCOMERCIAL: Es la filial que se encarga de la comercialización de los
derivados.
La producción anual de crudo entre los años 2002 y 2006 fue de 481.725 BPD
mostrando una tendencia creciente en todo el periodo. En comparación con países
autoabastecidos como Argentina y Colombia, la producción petrolera de Ecuador es
menor que la registrada por Argentina pero ligeramente mayor a la registrada por
Colombia.
TABLA 21 Producción anual de Crudo en BPD 2002- 2006
Año BPD2002 391.7152003 420.6562004 527.4432005 531.9702006 536.843
Producción anual de Crudo
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos –
Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador
El Ministerio de Minas y Petróleos de Ecuador, fiscaliza el petróleo o crudo
producido. Dicho organismo publica la información estadística sobre el volumen de
petróleo que se consume internamente y el volumen que se exporta. La evidencia
revela que durante el periodo 2002-2006, el consumo interno de petróleo fiscalizado
fue del orden de 150 mil BPD, en promedio, mientras que cifra correspondiente a las
exportaciones alcanzó los 314 mil BPD. El volumen exportado por este país es mayor
que la suma de los promedios de exportación registrados por Argentina y Colombia en
el mismo periodo (301 mil BPD).
58
TABLA 22 Distribución del Petróleo Fiscalizado
Crudo Fiscalizado (1)
Consumo Interno (2)
Exportaciones (3)
BPD BPD BPD2002 378.577 150.421 230.8732003 402.027 142.134 253.3542004 508.673 156.258 354.5472005 506.680 149.745 360.5332006 517.504 151.776 374.340
Año
Comercialización de Petróleo Fiscalizado
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador (1) No incluye petróleo reducido (2) Incluye cabotaje y entrega a Refinerías Esmeraldas y Amazonas (3) Incluye exportaciones directas y regalías
Al mismo tiempo, sin embargo, la balanza comercial ecuatoriana registra un
déficit en el comercio internacional de productos derivados, lo cual se explica por la
imposibilidad de abastecer, con producción doméstica, la demanda de GLP, Nafta,
Diesel Oil43 y, en el último año, Diesel Premium44. En cuanto a las exportaciones de
estos productos, ellas se elevaron en 2.6% entre el 2002 y el 2006, mientras que las
importaciones crecieron un 80% durante el mismo período.45 En consecuencia, el
déficit comercial en derivados se multiplicó ocho veces, pasando de 3.668 BPD en el
2002 a 34.347 BPD en el 2006. Sin embargo, el superávit en el comercio internacional
de petróleo crudo le permite a este país compensar el déficit en el comercio de
derivados.
TABLA 23 Balanza comercial de derivados 2002-2006
Exportaciones Importaciones Saldo
BPD BPD BPD2002 36.350 40.017 -3.6682003 32.710 47.427 -14.7172004 37.140 47.528 -10.3882005 35.586 60.753 -25.1662006 37.301 71.647 -34.347
Balanza Comercial de Derivados
Año
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos – Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador
43. Según el Programa Nacional de Biocombustibles del Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Agricultura y Ganadería, la producción interna de gasolinas, Diesel (2 y Premium) y GLP satisface el 56.7%, 60.5% (57.8% y 2.7%) y 20.9% de la demanda respectivamente. La proyección del crecimiento de la demanda de combustibles en Ecuador ha sido el principal argumento del Programa Nacional de Biocombustibles para su desarrollo. 44. Otros derivados importados son Avgas o combustible de aviación y Gasóleo. 45. Se exportan nafta, residuo, SLOP, fuel oil, gasoleo.
59
Por su parte, Venezuela produjo un promedio anualizado de 3,3 millones de
BPD en el 2005, según la información difundida por la empresa estatal Petróleos de
Venezuela S.A. (PDVSA).46 Durante el periodo enero – abril del mismo año, la
producción de PDVSA representó aproximadamente el 80% de la producción total,
mientras que la diferencia fue producida por las asociaciones que operan en la
llamada Faja Petrolífera del Orinoco, ubicada en la franja meridional de la Cuenca
Oriental de Venezuela, paralela al río Orinoco. Según PDVSA, se estima que esta
cuenca cuenta con unas reservas equivalentes a 236 mil millones de barriles de crudo
extra pesado, siendo la reserva más grande del mundo. Otras reservas localizadas en
Venezuela representan, según la misma entidad, un volumen aproximado de 80.582
millones de barriles de crudos convencionales, distribuidos en 4 cuencas: Cuenca
Falcón, Cuenca Maracaibo, Cuenca Tuy – Cariaco y la Cuenca Oriental. El potencial
de las dos últimas aún no ha sido determinado.
Respecto al intercambio comercial, según PDVSA, Venezuela es el quinto
exportador de hidrocarburos en el mundo y el tercer proveedor de los Estados Unidos.
La exportación de petróleo en el 2005 registró un promedio anualizado de 2,3 millones
de BPD.
El predominio de la empresa estatal en toda la industria petrolera venezolana
se consolidó a partir de las medidas adoptadas por el gobierno de Hugo Chávez desde
los primeros años del nuevo siglo. Desde su perspectiva, se necesitaba llevar a cabo
una auténtica nacionalización de la industria, reafirmando la soberanía sobre los
recursos petroleros del país y logrando el control total de los mismos. En el discurso
oficial la empresa estatal había abandonado los intereses de la nación y se había
entregado a los intereses de las empresas transnacionales, como consecuencia de la
promulgación de la Ley de Reserva al Estado, la Industria y Comercio de los
Hidrocarburos, pieza central de la apertura de los años 90.
El proceso de nacionalización, según PDVSA, ha consistido en la revisión y
reajuste de las medidas adoptadas para promover la participación privada en la
industria petrolera, incluyendo los convenios operativos y las asociaciones
estratégicas. Si bien no se ha prohibido la participación privada, se han adoptado
medidas dirigidas a facilitar la realización de auditorías técnicas y administrativas en
46. PDVSA posee 7 empresas filiales, las cuales tienen un objetivo específico: 1) La Corporación Venezolana de Petróleo se encarga de los negocios con las empresas extranjeras y nacionales; 2) Palmaven se encarga de las campañas de desarrollo social; 3) Deltaven se encarga de la comercialización mayorista y minorista de derivados; 4) PDVSA Gas se encarga de la comercialización del gas y sus derivados; 5) Intevep se encarga de la investigación y desarrollo de tecnologías; 6) PDV Marina se encarga del transporte y entrega de productos a clientes internacionales y 7) Bariven se encarga de adquirir equipos y administrar y gestionar los almacenes e inventarios.
60
los distintos segmentos y actividades de la industria, en el marco de las leyes que
resguardan la soberanía de Venezuela.
3.2.2 Transporte y refinación
El régimen económico de la refinación en Ecuador es similar al observado en
Colombia, en el sentido de que la empresa estatal tiene la propiedad y el control
directo de las operaciones en todas las refinerías del país, a través de la filial
PETROINDUSTRIAL47. Existen 4 refinerías, con los nombres de Esmeraldas,
Amazonas, Libertad y Lago Agrio. En esta última la producción es muy pequeña
respecto al total del país.
La Refinería Esmeraldas está ubicada en la provincia del mismo nombre en el
sector noroeste de Ecuador. Tiene una capacidad para procesar 110 mil BPD. Está
adaptada para procesar crudos pesados y de menor calidad, y cuenta con unidades
que mejoran la calidad de los combustibles y minimizan el impacto ambiental.
Por su parte, la Refinería Libertad es la más antigua del país. Está ubicada en
la provincia de Guayas, en el Cantón La Libertad, en la península de Santa Elena.
Tiene una capacidad de procesamiento de 45 mil BPD y produce Gasolinas y Diesel 2,
entre otros derivados. Está conformada por las instalaciones de refinación que
pertenecieron a las empresas Anglo Ecuadorian Oilfields Ltda. y Repetrol (ex Gulf),
cuyos activos retornaron al Estado en 1989 y 1990, respectivamente.
La Refinería Amazonas se encuentra en el Complejo Industrial de Shushufindi,
en la provincia de Sucumbios, en el oriente ecuatoriano. El complejo también incluye
una Planta de Gas. Actualmente, esta refinería tiene una capacidad de procesamiento
de 20 mil BPD y está constituida por dos unidades gemelas de destilación atmosférica.
Por último, la refinería Lago Agrio se encuentra al norte del Complejo Shushufindi y
tiene una capacidad de procesamiento bastante menor, del orden de los 1.000 BPD.
La Tabla 24 presenta la información con los volúmenes de petróleo procesado
en las distintas refinerías, durante el periodo 2002-2006.
47. Existe una cuarta refinería pero su producción es marginal.
61
TABLA 24 Petróleo procesado por Refinerías
Barriles % (*) Barriles % (*) Barriles % (*) Barriles % (*)2002 34.909.540 63% 14.609.903 26% 335.415 0,60% 5.708.428 10%2003 31.826.960 61% 13.952.270 27% 341.645 0,66% 5.639.193 11%2004 36.214.565 63% 14.587.316 25% 329.863 0,58% 6.114.894 11%2005 33.518.196 61% 14.169.581 26% 332.756 0,61% 6.838.027 12%2006 33.323.427 60% 14.840.174 27% 383.411 0,69% 6.851.060 12%
Petróleo Procesado en Refinerías
Año Esmeraldas Libertad Lago Agrio Amazonas
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador (*) Porcentaje respecto del total de refinación en el año
El cuadro pone en evidencia la importancia relativa de la refinería Esmeralda, la
cual procesa en promedio el 62% del petróleo destinado a consumo interno. La
refinería Libertad da cuenta del 26% en promedio durante el mismo periodo, la
refinería Amazonas el 11% y por último Lago Agrio el 0.63%
Por su parte, el transporte de derivados se realiza por medio del Sistema de
Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) operado íntegramente por PETROCOMERCIAL.
El sistema esta compuesto por poliductos de aproximadamente 1300 Km. de
extensión, los cuales unen todo el territorio del país, y cuenta con una capacidad de
bombeo de 379.600 BPD. Puede transportar hasta 298.800 BPD48. En el 2003 se
inauguró el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), el único oleoducto de propiedad
privada, propiedad de la empresa ecuatoriana OCP Ecuador S.A.49.
Respecto a la producción de derivados para el transporte vehicular, la Tabla 25
muestra la evolución para el periodo 2002 y junio de 2006.
TABLA 25 Producción Bruta de Derivados
Gasolina Super
Gasolina Extra Diesel 2
Diesel Premium GLP
Barriles Barriles Barriles Barriles Barriles2002 3.947.916 5.662.905 12.177.618 460.165 2.198.9952003 3.104.710 5.939.754 11.148.888 87.520 2.357.7872004 2.274.716 5.155.586 12.046.836 801.352 2.412.2722005 1.879.044 4.055.163 12.499.261 110.448 2.258.9222006 1.595.461 1.644.702 5.588.628 0 1.111.038
Año
Producción Bruta de Derivados del Petróleo
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleos de Ecuador
48. Disponible en www.petrocomercial.com Datos en menú Transporte de Combustibles. 49. El proyecto fue entregado en el 2001 a la OCP Consortium Ltd. integrado por la Occidental Petroleum Corp (USA), Agip, filial de Eni SpA (ITALIA), AEC Ecuador Ltd (CANADÁ), Petrobrás (BRASIL), Repsol-YPF (ESPAÑA – ARGENTINA) y Perezco (FRANCIA). Sin embargo, en la página web www.ocpecuador.com se menciona como operadora del OCP a la empresa ecuatoriana OCP Ecuador S.A.
62
La producción de Gasolina Súper se lleva a cabo en la refinería Esmeraldas. Sin
embargo, durante el primer semestre del 2006, el 22% de la producción se llevó a
cabo en la refinería Libertad. En el año 2006, este derivado representó el 23% del
mercado de gasolinas. Por su parte, la producción de Gasolina Extra se lleva a cabo
en las 3 refinerías estatales más grandes, siendo la refinería Esmeraldas la que más
volumen produce, dando cuenta del 72% al 93% de la producción en el periodo 2002 –
junio 2006.
Respecto al Diesel 2, la refinería Esmeraldas ha producido, en promedio, el 60%
de este combustible en el periodo antes mencionado, teniendo la refinería Libertad una
producción de cerca del 30%. Asimismo, a partir del cuadro puede observarse que la
producción de Diesel Premium fue paralizada en el 2006, lo que explica el hecho que
se haya importado dicho combustible. Entre el 2002 y 2005 la producción se llevó a
cabo exclusivamente en la refinería Esmeraldas.
Por último, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) se produce básicamente en la
refinería Esmeraldas y en la Planta de Gas del Complejo Shushufindi. En promedio, la
primera ha producido entre el 57% y el 68% del total nacional mientras que la Planta
de Gas produjo entre el 32% y el 42%.
Según el Programa Nacional de Biocombustibles, en el año 2005 la matriz de
combustibles vehiculares estuvo conformada de la siguiente manera: 42% gasolina
extra, 11% gasolina súper y 47% Diesel 2. Esta estructura es muy similar a la que se
observa en los países autoabastecidos, en los cuales también se destaca la
importancia del Diesel o Gas Oil en la demanda de combustibles, además de otros
tipos de gasolina.
En el caso de Venezuela, PDVSA es propietaria de 25 refinerías, 6 de ellas se
encuentran en territorio venezolano y 19 en el extranjero. Hay otras tres refinerías en
territorio venezolano que aún se encuentran en proceso de construcción. La capacidad
de refinación total de PDVSA es inmensamente mayor a la del Ecuador, alcanza los
3,3 millones de BPD, de los cuales 1,3 millones se refinan en el país.
La refinación en Venezuela se localiza en tres lugares. El más importante es el
centro de refinación de Paraguaná, formado por la unión de las refinerías de Amuáy,
Cardón y Bajo Grande. Dicho centro cuenta con una capacidad de refinación de 940
mil BPD. Luego se destaca la refinería Puerto La Cruz, localizada en el departamento
de Anzoátegui, con una capacidad de refinación de 200 mil BPD. Entre los derivados
que produce están las gasolinas y la nafta, el kerosene y el residual. Por último, debe
63
mencionarse a la refinería El Palito, la cual tiene una capacidad de refinación de 130
mil BPD y sustenta el consumo de la zona centro occidente del país
Actualmente PDVSA está llevando a cabo inversiones para repotenciar estas
refinerías. Según la misma empresa, el objetivo es contar con la capacidad de
procesar crudos más pesados, a fin de aprovechar mejor las reservas encontradas en
la Franja del Orinoco, y disminuir la producción de residuales para mejorar la calidad
de los combustibles. Asimismo, las 3 refinerías en construcción son el resultado
esperado de un proyecto cuya ejecución culminaría el año 2012 y que forma parte del
Plan Siembra Petrolera 2005-2030. El objetivo es aumentar la capacidad de refinación
de crudos pesados y extra pesados.
La refinería de Cabruta se ubica en el departamento de Guárico y tendrá una
capacidad de refinación de 400 mil BPD, aumentando la producción de gasolinas, jet
fuel y diesel. La segunda refinería en construcción corresponde a la Refinería de
Caripito, ubicada en el estado de Monagas, cerca de la Franja del Orinoco. Su
capacidad de refinación será de 40 mil BPD y tendrá el objetivo de suplir el mercado
de los estados de Anzoátegui y Sucre. Se espera aumentar la producción de asfalto,
nafta y diesel y a futuro se espera la exportación de asfalto.
La última refinería se denomina Batalla de Santa Inés, y está ubicada en el
estado de Barinas, en la zona sur oriental del país. Tendrá una capacidad de 50 mil
BPD y su propósito será suplir el mercado local mediante la producción de asfalto,
diesel, gasolina, jet fuel y gasoleo de vacío (VGO).
Respecto al transporte de hidrocarburos a las estaciones de servicio, la
información disponible revela que la refinería Puerto La Cruz cuenta con el Sistema de
Suministro de Oriente, por el cual despacha sus productos a 7 estados venezolanos.
Por su parte, la refinería El Palito tiene un sistema de bombas y ductos de 200 Km. de
longitud, que transportan sus derivados a sus 3 plantas de distribución.
3.2.3 Comercialización Mayorista y Minorista
En Ecuador, la empresa PETROCOMERCIAL abastece el 34% del mercado
mediante su red de comercialización nacional y participa también con clientes
64
asociados. Transporta, almacena y comercializa gasolinas y diesel, entre otros
derivados50.
La comercialización de gasolina Súper durante el periodo 2002 – junio 2006
estuvo a cargo de 22 empresas, aun cuando este número se redujo a 18 en el año
2006. En la Tabla 26 se muestra la participación de las empresas en la
comercialización de la gasolina Súper para el periodo enero – junio 200651.
TABLA 26
Participación de las 5 mayores empresas por mercado de gasolinas 1º Sem. Año 2006
Empresa Comercializadora Gasolina Super
Gasolina Extra
PETROCOMERCIAL 22% 13%PETROLEOS Y SERVICIOS PYS C.A. 15% 24%SHELL ECUADOR S.A. 14% 10%EXXONMOBIL ECUADOR CIA.LTDA. 13% 10%REPSOL-YPF COMERC.ECUADOR S.A. 10% 12%Otros 26% 31%
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador (*) “Otros” incluye la participación de 13 y 18 empresas respectivamente
TABLA 27 Participación de las 5 mayores empresas por mercado de Diesels de uso
automotor 1º Sem. Año 2006
Empresa Comercializadora Diesel Premium Empresa Comercializadora Diesel 2
PETROLEOS Y SERVICIOS PYS C.A. 18% PETROCOMERCIAL 28%SHELL ECUADOR S.A. 10% PETROLEOS Y SERVICIOS PYS C.A. 17%EXXONMOBIL ECUADOR CIA.LTDA. 14% EXXONMOBIL ECUADOR CIA.LTDA. 6%REPSOL-YPF COMERC.ECUADOR S.A. 20% REPSOL-YPF COMERC.ECUADOR S.A. 7%MASGAS S.A. 9% MASGAS S.A. 5%Otros 29% Otros 36% Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador (*) “Otros” incluye la participación de 10 y 27 empresas respectivamente.
De acuerdo a estos datos, la estructura de la comercialización minorista es muy
similar a la que se observa en Colombia, donde la empresa estatal tiene una presencia
importante en el mercado de combustibles, secundada por diversas empresas
nacionales y extranjeras. Esta estructura ha sido el resultado de un proceso de
apertura controlado, con restricciones similares a las adoptadas por Venezuela, y en
un contexto caracterizado por la utilización de subsidios y controles de precios
(Palacios 2002:11) 50. Petrocomercial www.petrocomercial.com 51. El Ministerio de Minas y Petróleo presenta las compras que realizaron las empresas comercializadoras de derivados a PETROCOMERCIAL por lo que se toman como un indicador aproximado de las ventas en el mercado.
65
En el caso del GLP existen 12 empresas comercializadoras, incluyendo a la
filial estatal PETROCOMERCIAL. Sin embargo, 3 empresas (Congas, Duragas52 y
Agipecuador) concentraron entre el 80% y el 92% de las ventas en el periodo 2002 –
junio 2006. El mayor consumo de este combustible tiene lugar en los hogares, aunque
el consumo industrial ha mostrado una tendencia creciente (durante el primer
semestre de 2006 alcanzó el 18.26% del total de ventas en comparación con el 3.33%
registrado durante el 2005.
Según PETROCOMERCIAL, el GLP también se utiliza para el transporte. Sin
embargo, dado que el Ministerio ecuatoriano solo presenta datos de consumo
industrial y doméstico, se asume que el segmento del mercado correspondiente al
transporte está incluido en las cifras correspondientes a consumo doméstico.
TABLA 28 Participación por empresas en el mercado de GLP – 1º Sem. Año 2006
COMERCIALIZADORAS DE GLP %CONGAS 34,040%DURAGAS 25,372%AGIPECUADOR 23,122%Otras (9 empresas) 17,466%
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador
De otro lado, la información disponible sobre el mercado de comercialización
minorista en estaciones de servicio está muy dispersa y no permite formular
observaciones precisas. La empresa PETROCOMERCIAL reporta, en su página web,
contar con más de 70 estaciones de servicio (EESS), aún cuando en su Informe
Ejecutivo de Cumplimiento del Plan Operativo Enero Diciembre 2004, reportó 94 EESS
afiliadas. Por su parte, la empresa Petróleos y Servicios PYS C.A. cuenta con 250
estaciones, Shell con 60 y Repsol con 12453. Sin embargo, la antigüedad de las
fuentes hace imperativo tomar estos datos con precaución.
Por su parte, en Venezuela la distribución de derivados está completamente
asociada a las empresas mayoristas, según la información publicada por el Ministerio
del poder popular para la energía y petróleo. Según dicho ministerio, existen 11
empresas mayoristas. Cuatro de ellas son empresas transnacionales privadas (una de
52. La empresa Repsol – YPF es propietaria del 75% de esta empresa. 53. Resolución del tribunal Constitucional de Ecuador Nº 045-2001-TC. Shell Ecuador fue adquirida en el año 2005 por el consorcio conformado por el Grupo Romero y la Empresa Nacional del Petróleo de Chile. Ver al respecto, sobre la red de REPSOL, el artículo “Caso OCP en Ecuador” (anónimo). Instituto Rosa Luxemburg Stiftung.
66
las cuales pertenece a un banco comercial), seis son empresas privadas nacionales y
una pertenece a PDVSA.
Como puede apreciarse en el cuadro 3.26 la información disponible sobre la
comercialización mayorista y minorista revela una presencia preponderante de la
empresa estatal, mucho mayor que la observada en países con estructuras similares
como Colombia y Ecuador.
PDVSA, a través de Deltaven, opera el 72% del número total de distribuidoras y
el 54% del número total de estaciones de servicio del país. En conjunto, las empresas
internacionales operan el 23% de las distribuidoras pero solo el 16% de las estaciones
de servicio, mientras que las empresas nacionales dan cuenta del 4.6% y 30.7%
respectivamente. Por otro lado, existen en Venezuela 83 plantas de llenado de
cilindros de GLP operadas por 39 empresas (Tabla 29).
A pesar de no contar con datos de ventas, el cuadro permite intuir una mayor
participación de la empresa estatal en los mercados mayorista y minorista de
derivados, y confirma el alto grado de integración vertical de esta empresa, como uno
de los hechos estilizados que caracteriza a la industria petrolera venezolana.
TABLA 29 Estructura de la comercialización de hidrocarburos en Venezuela
Tipo de empresa Número de distribuidoras
Número de EESS
Privada internacional 3 118Privada nacional 1 26
Privada nacional 1 68Privada nacional 0 317Privada nacional 1 0Pública (PDVSA) 158 976Privada internacional 2 55Privada nacional 0 28Privada nacional 7 120Privada internacional 45 24Privada internacional 1 87
219 1819
La PetroleraLlanopetrolPetrocanarias de Venezuela (BTexaco Venezuela Inc.
Corporación Trebol GasCorporación Trebol Gas c.a.Deltaven S.A.Exxon Mobil
Corporación de combustibles Monagas c.a.
Empresa Mayorista
B.P. Oil VenezuelaCorporación Betapetrol c.a.
Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
3.2.4 Comentarios
La estructura del segmento downstream en la industria ecuatoriana es muy
parecida a la que se observa en Colombia y Venezuela. En estos tres países, la
67
empresa estatal tiene el dominio de las actividades de refinación y transporte, y
también una presencia fuerte en la comercialización de derivados. Dada la importancia
de los ingresos fiscales y las divisas obtenidas a través de la producción y venta del
petróleo y derivados, los incentivos para mantener el control estatal de la industria han
sido mayores. La nacionalización reciente de la industria en Bolivia, luego de la etapa
de liberalización bajo el gobierno de Sanchez de Lozada, parece responder también a
este tipo de incentivos. Al igual que en Colombia, la inversión privada en Ecuador tiene
mayor participación en las actividades del upstream (exploración y explotación), en el
marco de contratos de asociación y concesión con la empresa estatal. Por su parte la
necesidad de desarrollar la infraestructura de transporte ha llevado al gobierno a
incentivar la inversión privada en esta actividad a través del consorcio OCP (Palacios
2002:8).
Por su parte, Venezuela también ha hecho prevalecer la presencia estatal en
toda la industria. Sin embargo, a diferencia de Ecuador, Venezuela ha retrocedido en
la apertura de su industria iniciada en la década de 1990. El discurso oficial enfatiza
nuevamente la recuperación de los recursos petroleros para el Estado, partiendo de la
afirmación, formulada por el presidente Chávez, que la empresa estatal no operaba
por el bien del país sino en función de los capitales extranjeros. En un contexto de
precios elevados, cercanos a los US$ 100 por barril de petróleo, ciertamente operan
fuertes incentivos para la adopción de reformas orientadas a controlar una mayor
fracción de la renta petrolera. No obstante la actividad privada sigue presente en toda
la cadena de producción, exceptuando la refinación, pero restringida por disposiciones
legales asociadas a subsidios y control de precios (Palacios 2002:11).
3.3 Países Importadores
3.3.1. Producción y Balanza Comercial
Chile se caracteriza por su condición de importador neto de petróleo y
derivados. Su producción interna es muy limitada, y tiene lugar en la XII región en el
extremo sur del país. El actor más importante es la Empresa Nacional del Petróleo
(ENAP), la empresa estatal chilena, que desarrolla actividades de exploración,
producción, refinación y comercialización de hidrocarburos no solo en Chile sino en
diversos países del extranjero como Ecuador, Perú, Argentina, Irán y Egipto.
Las actividades internacionales de ENAP, a través de su filial ENAP SIPETROL
S.A., responden a una estrategia condicionada por la escasez de reservas de petróleo
68
en territorio chileno. Según Campodónico (2007), Sipetrol produjo 23000 BPD el 2005
totalizando 8.36 millones de barriles en dicho año54. Como observa Palacios (2002:
15), la internacionalización se orienta a aumentar la base de reservas explotables por
la compañía y a aprovechar las oportunidades que ofrecen países con industrias
petroleras abiertas a la inversión extranjera, privada o estatal.
Por otro lado, desde fines de los 70 la legislación chilena ofrece amplias
libertades para invertir en cualquiera de las actividades de la industria de
hidrocarburos. Chile es el primer país sudamericano en liberalizar su mercado. En los
hechos, sin embargo, las actividades de exploración y explotación han sido llevadas a
cabo en asociación con la empresa estatal, y no han sido muy exitosas. La única
excepción son las operaciones de explotación de hidrocarburos que tienen
actualmente lugar en la XII región.
La evidencia disponible sobre la producción de crudo, revela una evolución
declinante como resultado del agotamiento de las reservas explotadas y de la poca
fortuna en el descubrimiento de nuevos yacimientos. La producción de petróleo crudo
disminuyo desde 4.400 BPD en el año 2002 hasta 2.900 BPD en el año 2006. Ello ha
obligado a una importación mayor por parte de la ENAP. De hecho, el volumen de
crudo importado se elevó en alrededor de 40.000 BPD adicionales en solo 4 años
(Tabla 30).
TABLA 30 Producción e importación de crudo de Chile 2002-2006
PRODUCCIÓN IMPORTACIÓNBPD BPD
2002 4.429 181.4182003 3.619 204.1652004 3.539 211.6532005 3.309 204.3812006 2.912 221.523
PETRÓLEO CRUDO
AÑO
Fuente: Comisión Nacional de la Energía
Asimismo, la mayor importación de petróleo crudo ha permitido aumentar la
producción de derivados en las plantas de refinación, aún cuando las importaciones de
productos derivados también han aumentado. Esto revela que la demanda doméstica
no logra ser abastecida con la producción de las refinerías localizadas en Chile.
54. Un barril (US) = 0.158987 m3.
69
TABLA 31 Producción e importación55 de derivados56 en Chile 2002-2006
GAS LICUADO GASOLINAS DIESEL GAS LICUADO GASOLINAS DIESELBPD BPD BPD BPD BPD BPD
2002 13.062 49.802 77.821 19.505 11.102 11.5352003 16.698 53.472 79.286 17.298 11.593 13.0382004 16.974 56.269 75.771 19.083 11.615 23.6172005 15.595 53.283 72.497 20.851 14.292 33.5692006 16.595 58.590 76.253 22.221 12.909 46.667
AÑO
PRODUCCIÓN IMPORTACIÓN
Fuente: Comisión Nacional de la Energía
En el caso de Brasil, la empresa estatal Petrobrás ha logrado mantener una
posición privilegiada en la industria petrolera, no solamente en Brasil sino también
cada vez más en otros países de la región, debido principalmente a medidas que
limitaron la interferencia política en la gestión de la empresa, lo que le permitió
desarrollarse como una corporación eficiente con el paso de los años (Palacios 2002).
Desde su creación en 1954, Petrobras S.A. estableció el monopolio exclusivo
del Estado en las actividades de exploración y explotación. Luego de promulgada la
Ley del Petróleo en el año 1997, se dio inicio a la apertura a la inversión privada,
nacional y extranjera, terminando el monopolio estatal en la industria petrolera
brasileña. Así, PETROBRAS fue obligada a definir áreas exploratorias consideradas
de reserva estratégica, las cuales son operadas por la misma empresa. Los bloques
restantes son entregados a la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), entidad
encargada de regular toda la cadena de comercialización del Petróleo y Gas Natural, y
que tiene entre sus funciones la concesión de los bloques.
Para el año 2006, de los 264 campos productores 236 eran operados por
Petrobrás, 8 eran operados en el marco de contratos de concesión entre la empresa
estatal y diversas empresas nacionales e internacionales (Esso, Shell, Manati, Norse,
Rio das Contas, Chevron, entre otras).
Tanto el ingreso de la inversión privada como el desarrollo organizativo y
tecnológico logrado por Petrobrás durante los últimos años, operando en su propio
mercado y también en otros países, han generado condiciones favorables para el
aumento de las reservas petroleras, especialmente con el descubrimiento de petróleo
en el mar. Considerando los niveles de producción del año 2006, las actuales reservas
alcanzarían para abastecer el mercado interno durante los próximos 19 años. 55. Según la ENAP, la empresa exporta derivados a países de Latinoamérica. La comisión Nacional de Energía publica en sus Balances Nacionales de Energía anuales datos de importación y exportación. Sin embargo, los datos de importación no son consistentes con los publicados en la sección de estadísticas de hidrocarburos de la misma entidad por lo que se decidió no modificar los datos. 56. Otros derivados producidos en Chile son el Kerosene el petróleo combustible, y productos industriales.
70
TABLA 32 Producción57 y reservas de petróleo de Brasil 2002-2006
2002 2003 2004 2005 2006PRODUCCIÓN 1.454.396 1.496.111 1.481.417 1.633.574 1.722.733RESERVAS PROBADAS 9.804.579 10.601.905 11.243.334 11.772.638 12.181.624R/P 18 19 21 20 19 Fuente: Anuario Estadístico 2007 – Agencia Nacional del Petróleo (ANP)
En cuanto a los derivados de uso automotor, las estadísticas disponibles
revelan un comportamiento disímil. Durante el periodo mostrado en la Tabla 33, la
producción de Gasolina A se redujo en un 5% durante el 2003 con respecto al año
anterior, recuperándose en los siguientes 3 años. Por su parte, el Diesel ha tenido un
crecimiento permanente acumulando un 17.2% entre el 2002 y 2006. Finalmente, la
producción de GLP ha sufrido una caída del 6.5% luego de crecer 17.6% en los 4 años
anteriores.
TABLA 33 Producción de derivados de uso automotor en BPD
2002 2003 2004 2005 2006 Gasolina A 334.422 319.138 320.227 344.266 367.475Óleo Diesel 568.507 588.535 659.181 661.662 666.220GLP 132.368 140.284 144.472 155.665 145.527 Fuente: Anuario Estadístico 2007 – Agencia Nacional del Petróleo (ANP)
Respecto al intercambio comercial y según los datos publicados por la ANP, las
exportaciones de crudo han mostrado un notable crecimiento, especialmente en el
caso del petróleo cuyo volumen exportado aumentó 34% en el 2006 respecto del
2005. Como resultado, el saldo del comercio exterior de crudo en BPD fue positivo
para el año 2006. Sin embargo ello no se expresa en términos monetarios en un
superávit comercial debido al amplio diferencial de precios de las importaciones y
exportaciones de crudo brasileras, el cual fue de US$ 15 el barril en el año 2006. La
razón que puede explicar dicho margen sería la diferencia en la calidad del petróleo
importado y exportado. No obstante, es importante resaltar que dicho margen ha
disminuido respecto al 200558.
Respecto a los derivados de uso automotor, han disminuido las importaciones
de Gasolina A (en BPD), lo cual parece tener como correlato la mayor producción de 57. Las cantidades están expresadas en BPD mientras que las reservas están expresadas en miles de barriles. 58. Según el Anuario Estadístico 2007 de la ANP, el precio de importación aumentó durante el 2006 en un 19.1% mientras que el precio de las exportaciones aumentó en un 23.5%.
71
este derivado, lo cual obviamente reduce la necesidad de importarlo. Respecto a las
exportaciones, estas se mantuvieron relativamente constantes durante el periodo
2002-2004 para luego crecer un 212% durante el 2005 y 2006, lo que ha mejorado la
balanza comercial para este producto tanto en términos de cantidades como en
términos monetarios.
Respecto al GLP, el saldo en BPD registró un resultado positivo en el mismo
periodo, con excepción del año 2006 debido al aumento de las importaciones
provocado por la disminución de la producción. En términos monetarios, el saldo ha
tenido un comportamiento oscilante.
Por último, respecto al óleo diesel, el comportamiento ha sido similar al del
GLP, con la diferencia que las exportaciones han aumentado considerablemente en
términos de volumen, coincidiendo con el aumento sostenido de la producción. Sin
embargo, en términos monetarios, el valor de las importaciones ha aumentado en una
mayor proporción que el de las exportaciones, por lo que el saldo ha registrado un
valor mínimo durante estos años.
TABLA 34 Evolución del saldo de la balanza comercial de crudo y derivados de uso
automotor en BPD 2002 2003 2004 2005 2006
PETRÓLEO -145.546 -109.497 -241.798 -104.869 6.560GASOLINA A 55.583 43.032 33.770 47.568 45.982GLP -54.804 -32.898 -31.302 -13.707 -26.734ÓLEO DIESEL -109.487 -63.693 -45.324 -35.677 -50.719
Fuente: Agencia Nacional del Petróleo (ANP) Elaboración propia
TABLA 35 Evolución del saldo de la balanza comercial de crudo y derivados de uso
automotor en miles de US$ FOB 2002 2003 2004 2005 2006
Petróleo -1.731.471 -1.797.034 -4.365.767 -3.497.034 -2.228.271Gasolina A 488.669 504.498 550.950 1.031.621 1.184.692GLP -351.881 -292.116 -381.767 -210.169 -432.976Óleo Diesel -1.081.639 -766.101 -808.557 -891.221 -1.445.948
Fuente: Agencia Nacional del Petróleo (ANP) Elaboración propia
3.3.2 Refinación y Transporte
La ENAP posee y opera las 3 refinerías del país bajo las mismas condiciones
que una empresa privada. Los precios de sus productos son fijados en base al precio
72
de paridad de importación, debido a lo cual ninguna empresa privada estima rentable
realizar esta actividad, no obstante la ausencia de barreras legales de ingreso al
mercado desde fines de los 70. En consecuencia ENAP abastece alrededor del 80%
de los combustibles en Chile. La refinación opera entonces como un monopolio a
cargo de una empresa estatal, configurando una estructura muy similar a la
observada en diversos países de la región, con excepción de Argentina.
Dos de las refinerías existentes pasaron por un proceso de fusión que concluyó
en enero del 2004, conformando la filial Refinerías ENAP S.A. Las refinerías
fusionadas, Refinería Petrox S.A. y Refinería RPC S.A. tomaron el nombre de ENAP
Refinerías Bio Bio59 y ENAP Refinerías Aconcagua60, respectivamente, convirtiendo a
ENAP S.A. en la compañía de refinación petrolera más grande del pacífico
suramericano, con una capacidad de refinación de 220.000 BPD. La tercera refinería
del país es la Refinería Gregorio, ubicada en el Estrecho de Magallanes, siendo la más
austral del mundo. Su principal mercado es la duodécima región de Chile y la
patagonia argentina.
En cuanto a la actividad de transporte y almacenamiento, ENAP posee
participación en la Sociedad Nacional de Oleoductos – SONACOL S.A. principal red
de ductos de Chile. Según Gómez-Lobo y Córdova (2004), la ENAP vende su
producción en las refinerías o a través de la red de SONACOL, con puntos de
despacho en Linares, Chillán, San Fernando y Maipú. Para ello, las empresas
mayoristas deben poseer o alquilar la infraestructura de almacenamiento y conectarse
al ducto de ENAP o directamente a una de las refinerías. La ENAP cuenta con 3
plantas de almacenamiento en Linares, San Fernando y Maipú, con una capacidad
para almacenar 1.61 millones de barriles de combustibles líquidos y 377 mil barriles de
gas licuado. Sin embargo existen otras empresas que alquilan capacidad de
almacenamiento de combustibles. La empresa Repsol-YPF, por ejemplo, alquila una
capacidad de 396.000 barriles a Oxiquin61 y ENAP, en Quintero, Coronel, Maipú y
Linares.
De otro lado, en Brasil existen 511 ductos destinados al transporte de
hidrocarburos, alcanzando una longitud total de 15.400 Km. Las dos terceras partes
son utilizadas para transporte y el resto para transferencia. Veintinueve de ellos
corresponden al transporte de petróleo desde los campos de explotación hacia las
refinerías, con una extensión de 1.900 Km.; mientras que 366 ductos, de 5800 Km en
59. Ubicada en la Comuna de Hualpén en la Octava Región. Abastece a un complejo petroquímico y energético importante conformado por 20 industrias. 60. Ubicada en Concón, en la Quinta Región. Su principal mercado es el de la Región Metropolitana de Santiago. 61. Oxiquin es una empresa con facilidades de almacenamiento cercanas a la refinería de ENAP.
73
total, se dedican al transporte de derivados. La presencia de Petrobrás en este
segmento es mayoritaria debido a que el permiso para construir nuevos ductos fue
otorgado con la apertura de fines de la década pasada, sin embargo no se han
encontrado datos exactos de la presencia de la empresa estatal en este segmento.
Por otro lado, es de resaltar que debido a que el 88.7% del petróleo es producido en
campos marítimos (off shore), y más del 50% del petróleo importado proviene de
países del África, Petrobras posee una flota de 46 buques petroleros que brindan
soporte a sus actividades.
Respecto a la actividad de refinación esta ha sido liberalizada permitiendo la
entrada de empresas privadas al mercado. Sin embargo, debido a que Petrobrás
mantuvo en su poder las refinerías existentes y la ANP es la encargada de aceptar los
proyectos de nuevas refinerías, la presencia de Petrobrás sigue siendo mayoritaria en
esta actividad o etapa de la industria. De las 13 refinerías de Brasil, 11 son operadas
únicamente por la empresa estatal, una es operada por Petrobras en asociación con
Repsol-YPF y la única refinería de propiedad privada en un 100%, pertenece a la
empresa brasilera Compañía de Petróleo Ipiranga. En términos de capacidad de
refinación por empresa, el 98.5% del total corresponde a Petrobras, 0.7% a Repsol-
YPF y 0.8% a Ipiranga.
TABLA 36 Refinerías62 de Brasil y capacidad en BPD REFINERÍA BPD REFINERÍA BPD
REPLAN (SP) 364.810 REGAP (MG) 150.956 RLAM (BA) 322.982 RECAP(SP) 53.463 REVAP (SP) 251.593 REMAN (AM) 45.916
REDUC (RJ) 242.158 IPIRANGA (RS)* 16.983
REFAP (RS) 188.695
MANGUINHOS (RJ)* 13.838
REPAR (PR) 188.695 LUBNOR (CE) 6.919 RPBC (SP) 169.825
TOTAL 2.016.832 Fuente: ANP Elaboración: propia * privadas
La información disponible revela que Brasil es, actualmente, uno de los países
de Sudamérica con mayor capacidad de refinación. La refinería Replan de Petrobrás
62. SP Sao Paulo, BA Bahia, RJ, Río de Janeiro, RS Río Grande do Sul, PR Paraná, MG Minas Gerais, AM Amazonas, CE Ceará
74
da cuenta del 18% de la capacidad total. En términos geográficos, el 68% de la
capacidad total de refinación se localiza en el sudeste del país.
3.3.3 Comercialización mayorista y minorista
La comercialización de derivados en Chile tiene una estructura oligopólica, y
esta conformada por 4 empresas privadas. Según datos de la Comisión Nacional de
Energía (CNE), la participación del mercado de los distribuidores de combustibles
líquidos en el año 2000, era la siguiente:
TABLA 37 Participación de mercado por empresa – Año 200063
Sigla ParticipaciónCOPEC 51,8%YPF 41,0%Shell 23,4%Esso 16,9%Texaco 1,5%
Esso Chile Petrolera Ltda.Texaco (*)
Compañía de Petróleos de ChileEmpresa
YPF Petroleos Trasandinos S.A.Shell Chile S.A.I.C
Fuente: CNE Elaboración propia (*) La cadena de Texaco fue adquirida en los primeros años de la presente década por YPF
Otra característica de la comercialización de derivados es la integración vertical
existente entre las empresas mayoristas y las estaciones de servicio. La relación
vertical observada es de dos tipos: la estación es propiedad de la empresa mayorista,
o, la empresa o persona natural dueña de la estación suscribe un contrato de
concesión, arrendamiento o comisión. No obstante, también existe un número
pequeño de estaciones que operan de manera independiente.
Según Claudio Sapelli (2004), las estaciones de servicio en Chile se han
integrado verticalmente de manera progresiva, a medida que ha ido aumentando el
volumen de sus transacciones. Así, las estaciones de servicio pasarían de un régimen
independiente a un régimen de concesiones y/o franquicias, para posteriormente
integrarse de manera plena a una cadena mayorista.
En el siguiente cuadro se presenta la distribución de estaciones de servicio por
empresa, según los datos de la CNE mostrados por Gómez-Lobo et. al. (2004)
63. Según la Memoria Anual del año 2006 de la empresa COPEC su participación de mercado aumentó a 55.1% al año 2005. No se han podido encontrar datos más recientes de las otras empresas.
75
TABLA 38 Nº de estaciones de servicio por empresa64 – Año 2004
Empresa Nº de EE.SS. %COPEC 664 44%YPF 171 11%Shell 376 25%Esso 246 16%Independientes 44 3%
Total 1501 100% Fuente: CNE
Según esta misma fuente, el mercado minorista más grande se encuentra en la
Región Metropolitana, en la cual se localiza el 31% del número total de Estaciones de
Servicio del país.
Respecto al mercado de gas licuado de petróleo (GLP), la empresa Repsol –
YPF65 ha logrado una posición de liderazgo gracias a su presencia en mercados
importantes para dicho producto como Argentina, Bolivia y Perú, en los cuales se
registra una producción importante de GLP. Por otro lado, Repsol-YPF posee el 45%
de la empresa Lipigas, la empresa líder del mercado de GLP de Chile con una
participación del 37,5% en el mercado de este producto en el 2006. Por último, es
oportuno mencionar la promulgación de la Ley sobre impuestos al gas como
combustible, orientada a incentivar el uso vehicular de GNV y GLP.
De otro lado, en la actividad de distribución mayorista de combustibles en Brasil
participan 163 empresas, operando 536 bases de distribución. Su función es abastecer
los 34.709 puestos de reventa que operan en todo el país. Las bases de distribución
tienen una capacidad total de almacenamiento de 24.5 millones de barriles, el 79% es
destinado al almacenamiento de derivados de petróleo, un 18.1% a alcohol de uso
automotor (etanol) y 2.9% almacena GLP.
La Tabla 39 presenta el volumen de las ventas de los distintos derivados de
petróleo de uso automotor.
64. Según el Reporte 2004-2005 de la empresa Shell, el número de Estaciones de Servicio que posee en Chile es de 338; por otro lado, el informe anual de 2006 de YPF menciona que esta empresa posee 208 estaciones de servicio en Chile, mientras que según la base de datos de COPEC, esta posee 621. Según estos datos, la empresa COPEC sigue manteniendo una mayor presencia en el sector minorista de combustibles chileno. 65 Según su página web www.repsolypf.com
76
TABLA 39 Volumen de ventas de derivados en el mercado interno de Brasil en BPD
2002 2003 2004 2005 2006Gasolina C * 389.629 375.505 399.341 405.883 413.709
GLP 209.627 197.071 201.760 200.561 203.052 Óleo Diesel 649.116 635.070 675.952 674.879 632.956
COMBUSTIBLE En Miles de metros cúbicos
Fuente: ANP * Está compuesta por la mezcla de gasolina A y alcohol etílico anidro combustible
El mercado de derivados uso automotor está concentrado en 5 empresas.
Además de BR, filial de Petrobrás, las mayores distribuidoras mayoristas son
empresas multinacionales, aunque también debe destacarse la participación de la
empresa privada Ipiranga, la cual forma parte del Grupo Ultra66 (Tabla 40).
TABLA 40 Participación de las mayores distribuidoras en los mercados de Óleo Diesel y
Gasolina C Empresa Óleo Diesel Gasolina C
BR (Petrobras) 27% 24%Ipiranga 24% 16%Shell 11% 10%Chevron 10% 9%Esso 5% 8%
Fuente: ANP
Por su parte, el mercado de GLP también exhibe una estructura oligopólica, con la
presencia de 5 empresas de gran tamaño, la mayoría nacionales.67
TABLA 41 Participación de las mayores distribuidoras en el GLP
Empresa GLPBR 22%SHV Gas Brasil 24%Grupo Ultragaz 24%Grupo Nacional Gas 18%Copa Gas 8%
Fuente: ANP
66. El Grupo Ultra empezó como la empresa Compañía de Gas a Domicilio, fundada por un inmigrante austriaco, y luego tomó el nombre de Ultragaz. Con el tiempo la empresa conformó nuevas empresas expandiéndose dentro del negocio del GLP. Actualmente cotiza en la BOVESPA y en la NYSE. 67. SHV Gas es una empresa internacional holandesa. No se ha podido averiguar la procedencia de Copa Gas aunque tiene presencia en el mercado boliviano.
77
Respecto a la comercialización minorista, el 60% de las estaciones de
servicio del país están de alguna manera integradas verticalmente a una distribuidora
mayorista. Existen 164 empresas distribuidoras de las cuales 133 operan con su
propia bandera en las estaciones de servicio.
TABLA 42 Estaciones de servicio por empresa
Empresa EE.SS.BR 6.352Ipiranga 3.957Shell 1.840Chevron 2.152Esso 1.631Otras distribuidoras 4.616Independientes 14.127Total 34.709
Fuente: ANP
Como puede observarse en la Tabla 42 y a diferencia del caso chileno, en
Brasil opera un número elevado de estaciones de servicio independientes, no
integradas verticalmente a las mayoristas. Como se señaló anteriormente, en el
mercado chileno las estaciones independientes solo representan un 3%.
3.3.4 Comentarios
En general, el aumento de las reservas descubiertas en territorio brasileño le
ha permitido a este país acercarse a la meta del auto sostenimiento. En este terreno
Brasil le lleva una ventaja considerable a Chile, aun cuando en ambos casos no es
posible prescindir de las importaciones. Ambos países tienen en común el notable
desarrollo logrado en la internacionalización de sus empresas estatales, lo cual les ha
permitido aumentar su base de reservas y avanzar en conocimientos tecnológicos y
organizativos, afirmando su presencia en otros contextos nacionales y regionales.
Petrobrás empezó a internacionalizarse en las décadas de 1960 y 1970 y ENAP inició
este proceso en los 1990.
Asimismo, ambas operan dentro de sus países en condiciones de igualdad con
las empresas privadas, pero tienen una presencia determinante en las actividades de
exploración, explotación y refinación, aunque por distintos motivos. En Chile, el
monopolio de la empresa estatal en la actividad de refinación podría atribuirse su
78
política de precios, basada en precios de paridad de importación, así como al tamaño
relativamente reducido del mercado interno (en relación a las escalas mínimas
eficientes de operación de las refinerías). Como se indicó, no existen barreras legales
a la inversión privada en esta actividad, sin embargo es evidente que el ingreso a esta
actividad generalmente involucra inversiones de magnitud considerable. Por su parte,
Petrobrás mantiene una presencia preponderante en la refinación, debido a que no ha
cedido la propiedad de las refinerías existentes antes de la apertura, y a que la
instalación de nuevas refinerías está condicionada a la aprobación de la ANP.
Por otra parte, también es necesario destacar la elevada participación de las
empresas estatales en los sistemas de transporte de petróleo y derivados. Sin
perjuicio de ellos, tanto en Chile como en Brasil se ha liberalizado la construcción de
nuevos ductos por parte de empresas privadas, a fin de facilitar la expansión de las
redes de transporte y abastecimiento.
Respecto a la comercialización mayorista y minorista, la participación de la
empresa estatal brasilera tiene una importancia mucho mayor que ENAP, la cual no
tiene una presencia significativa en su mercado interno. No obstante, ambos países
tienen en común la estructura oligopólica de la comercialización mayorista y minorista,
caracterizada por la presencia de 4 a 5 empresas de gran tamaño.
Por último, pero no menos importante, es necesario destacar que, a diferencia
de países como Colombia y Ecuador, Brasil y Chile han optado por una mayor
liberalización y apertura de sus mercados, lo cual les ha permitido dinamizar sus
actividades de exploración y explotación, y asegurar a mediano plazo el
abastecimiento de sus propios mercados. Brasil, en su proceso de apertura, ha
eliminado el monopolio legal de Petrobrás en las distintas etapas, aún cuando la
empresa mantiene de facto una presencia importante en cada una de ellas. Asimismo,
Brasil ha privatizado parcialmente a su empresa estatal, mediante el mecanismo de la
venta de acciones, con lo cual si bien cede una parte del control (la mayoría de los
votos aún están en manos del Estado) también logra acceder a nuevas fuentes de
capital y de conocimiento derivadas de la asociación con la empresa privada. Por su
parte, Chile ha liberalizado completamente sus mercados y la empresa estatal chilena
opera, para efectos prácticos, como si fuera una empresa privada, con una estrategia
muy clara de expansión en el mercado regional, que le permite mitigar los efectos de
la escasez de petróleo en su territorio.
79
CAPÍTULO 4: ESTRUCTURA DEL MERCADO PERUANO DE HIDROCARBUROS
Desde fines de la década de 1990, el Perú pasó a ser un importador neto de
petróleo y derivados. Tanto el agotamiento progresivo de las reservas como la
contracción de las inversiones en exploración de nuevos yacimientos, dieron lugar a
una brecha creciente entre demanda doméstica y producción local, que ha sido
cubierta con importaciones. La explotación de los nuevos yacimientos de Camisea
desde el año 2004 ha permitido reducir parcialmente la brecha. Sin embargo, la
expansión sostenida de la economía a tasas relativamente elevadas durante los
últimos años, ha estado acompañada de un crecimiento también elevado en la
demanda de energía y en las importaciones de petróleo, en un contexto de aumentos
sustantivos en los precios internacionales de este recurso. Por estas razones, el Perú
no ha logrado reducir el déficit en la balanza comercial de hidrocarburos, el cual
alcanzó la cifra negativa de US$ 1 048 millones en el año 2006 (Ver gráfico 4).
GRÁFICO 4
Balanza comercial hidrocarburos 1985-2006 Millones de US$
-1500.00
-1000.00
-500.00
0.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
3000.00
3500.001985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Exportaciones Importaciones Saldo
Fuente: BCRP. Elaboración: Propia.
80
GRÁFICO 5
Balanza comercial de hidrocarburos 1994-2006 Miles de Barriles
-30000
-20000
-10000
0
10000
20000
30000
40000
50000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
SALDO EXPORTACIONES IMPORTACIONES
Fuente: MINEM
Al 2006, según la información disponible en el portal del Ministerio de Energía y
Minas (MINEM), las importaciones totales de petróleo crudo fueron de
aproximadamente 44 millones de barriles, mientras que las exportaciones totales
registraron un nivel de 25 millones de barriles. Las importaciones se han elevado de
manera sostenida, de manera que el déficit ha aumentado. Durante el 2005 el saldo
neto de la balanza comercial fue negativo en 15 millones de barriles, mientras que en
el 2006 el saldo negativo alcanzó los 19 millones de barriles. (Ver Tabla 43).
TABLA 43 Balanza comercial de hidrocarburos, 1994-2006
(Miles de Barriles) AÑOS EXPORTACIONES IMPORTACIONES SALDO 1994 14,482.40 16,099.00 -1616.6 1995 18,594.30 29,482.60 -10888.3 1996 20,315.40 31,098.30 -10782.9 1997 25,027.40 39,798.70 -14,771.30 1998 27,126.90 44,309.80 -17,182.90 1999 17,413.60 31,204.30 -13,790.70 2000 14,946.90 35,467.70 -20,520.80 2001 20,251.10 36,836.60 -16,585.40 2002 20,856.70 37,751.30 -16,894.70 2003 24,637.90 44,557.30 -19,919.40 2004 21,881.10 43,859.60 -21,978.50 2005 28,542.70 43,612.90 -15,070.20 2006 25,874.60 44,311.80 -18,437.20
Fuente: MEM
81
El mercado peruano se encuentra abierto a la inversión privada desde las
reformas que se pusieron en marcha durante la primera mitad de los 1990. La
empresa estatal PETROPERU fue progresivamente debilitada como resultado de la
privatización de sus activos más importantes y de la postergación de sus planes de
reinversión. En 1992 se vendieron las estaciones de servicios que integraban la red de
comercialización minorista de esta empresa, luego se subastó la principal empresa de
envasado y venta de GLP. El año siguiente se entregó en concesión la producción de
petróleo off shore que había estado a cargo de PETROMAR – una filial de
PETROPERÚ – y poco después se vendió la empresa marítima de transporte de
combustibles. Posteriormente se entregaron en concesión varios lotes petroleros que
venía explotado la empresa estatal, y en 1996 se privatizó la refinería La Pampilla, la
más grande del país, ubicada en Lima Metropolitana. Fue adquirida por el gru´po
empresarial REPSOL-YPF.
La producción promedio anual de combustibles a nivel nacional durante el año
2006 ascendió a 158.03 MBPD, registrando una leve reducción respecto al año 2004,
debido principalmente a la caída en la producción de derivados de petróleo. La
creciente producción de GLP a partir del gas natural de Camisea ha compensado esta
reducción, pero solo parcialmente. La Tabla 44 presenta la producción nacional por
tipo de combustible durante el período 2004 - 2006.
TABLA 44 Producción de derivados por tipo de combustible (MBPD)
Producto
2004 2005 2006
GLP (Propano y Butano)(*) 12.65 24.05 25.32 Gasolina 97 octanos SP 1.84 1.37 1.37 Gasolina 95 octanos SP 1.14 1.05 1.11 Gasolina 90 octanos SP 7.47 7.31 6.86 Gasolina 84 octanos 10.18 10.33 11.09 Gasolina para exportación 0.57 3.78 0 Turbo Jet A-1 8.4 9.61 10.2 Kerosene 6.5 4.79 2.62 Diesel 2 (*) 37 48.55 51.12 Petróleo Industrial N° 5 0.07 0.17 0.15 Petróleo Industrial N° 6 16.12 13.5 10.61 Petróleo Industrial 500 28 35 29.55 Otros 19.72 7.85 8.02
Total 149.66 167.38 158.03Fuente: MINEM
82
(*) La producción de GLP en refinerías a partir del petróleo ascendió a 6.7, 7.32 y 6.28 MBPD en los años 2004, 2005 y 2006 respectivamente. Las diferencias con las cifras del cuadro se explican porque estas últimas incluyen el GLP producido a partir del gas natural. En el caso del diesel 2 también se observan pequeñas diferencias entre la producción total registrada en el cuadro, y la obtenida en refinerías.
La capacidad de refinación esta concentrada en las dos empresas más
importantes del mercado, la empresa estatal PETROPERÚ y REPSOL-YPF. La
capacidad instalada conjunta de ambas empresas concentra el 98% de la capacidad
total de refinación, como se observa en la Tabla 45. En realidad existen siete refinerías
de petróleo, aunque una de ellas, localizada en Shivivacu, tiene una capacidad muy
reducida y abastece el consumo local. Sin tener en cuenta a esta última, la capacidad
instalada total de destilación primaria asciende a 194.95 MBPD, mientras que la
producción total llega a los 158 MBPD.
Como se indicó anteriormente, los productos derivados de petróleo dependen
del tipo de crudo procesado y de las especificaciones técnicas de las propias
refinerías. Como en el Perú la composición del petróleo no satisface los
requerimientos del mercado, las refinerías importan petróleo para combinar o
completar su carga.
TABLA 45 Refinerías de Petróleo 2006
Empresa Planta Capacidad Instalada
(BPD) Producción
(Porcentajes)
Talara 62 000 38% Conchan 15 500 5% Iquitos 10 500 7%
PETROPERU S.A.
El Milagro 1 700 1%
Repsol -YPF La Pampilla
102 000 47%
MAPLE Pucallpa 3 300 2% Fuente: MEM
La refinería La Pampilla, actualmente propiedad de REPSOL-YPF, fue
diseñada originalmente para procesar el crudo semi-pesado producido en la zona nor
oriental del país. Alrededor del 40 % de los productos de esta refinería son residuales
de menor valor, aunque también se producen gasolinas, GLP, kerosene, combustible
de aviación y diesel. Sin embargo, la empresa que opera la refinería ha llevado a cabo
un programa de inversiones que ha permitido la expansión de su capacidad y la
diversificación de los productos. Entre las principales ventajas de esta refinería se
83
destaca su localización en la ciudad de Lima, el mercado más importante del país, en
una zona con Terminal de abastecimiento propio.
De otro lado, la empresa estatal opera la refinería de Talara, localizada cerca
de los primeros yacimientos de producción de petróleo en el norte del Perú. La planta
de refinación es antigua y su capacidad de procesamiento es de casi la mitad de La
Pampilla. Una de sus principales ventajas es que fue diseñada para producir
combustibles ligeros. Aproximadamente la mitad de la carga de procesamiento
proviene de la cuenca de Talara, la cual produce crudo ligero con alto grado API. Esta
refinería procesa gasolinas de alto octanaje, GLP, kerosene, turbo-jet, algo de diesel y
residuales. Las instalaciones incluyen un sistema de ductos que transportan el
petróleo desde los pozos circundantes. Sin embargo, dado que esta refinería está
localizada en el extremo norte del país, la empresa estatal debe incurrir en costos de
transporte elevados para distribuir sus productos en el mercado nacional.
La empresa estatal también opera otras refinerías de menor tamaño. Una de
ellas esta localizada en la ciudad de Iquitos, a orillas del río Amazonas, y procesa el
petróleo proveniente de los yacimientos de la selva norte. Su producción abastece un
mercado cautivo, debido al aislamiento geográfico de la zona. Mucho mas cerca de
Lima se localiza la refinería de Conchán, la cual opera como una planta de destilación
primaria y de producción de asfalto. En esta refinería se produce gasolina de bajo
octanaje y otro productos como diesel, kerosene y residuales.
De otro lado, en la zona de Talara también operan plantas de procesamiento de
líquidos de gas natural (LGN). Así, en la planta de Pariñas, propiedad de la empresa
EEPSA, se separa el gas natural (metano+etano) de los LGN (propano, butano,
pentano, hexano, etc.). Los LGN son luego fraccionados en otra planta de la misma
empresa, para obtener GLP, gasolinas naturales y solventes. En el caso de los
yacimientos de Camisea, los LGN son transportados a la planta de fraccionamiento
ubicada en Pisco, donde se obtiene también GLP y otros productos.
En total las 4 plantas de procesamiento de Líquidos de Gas Natural (LGN),
permiten obtener entre 15 y 16 MBPD de GLP. Aún si a ello se suma la producción de
las refinerías de petróleo, que permiten obtener 7 MBPD, no lo logra abastecer la
creciente demanda interna de este combustible, que asciende a 25 MBPD. El déficit ha
sido cubierto con importaciones68. La producción de la empresa PLUSPETROL, que
opera las plantas de procesamiento en Pisco, representa alrededor del 60 % de la
producción nacional de GLP.
68 Actualmente se ha dejado de exportar GLP para atender la creciente demanda interna.
84
Debido a las características estructurales de la industria, se observan altos
grados de concentración en los mercados. El gráfico 5 muestra que las dos principales
empresas refinadoras han mantenido su participación en el mercado de derivados a
niveles relativamente estables durante los últimos años.
GRÀFICO 6
Participación de las principales empresas refinadoras de derivadosPorcentajes
0.00%
10.00%
20.00%
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
PetroperuRepsol - YPFMaple
Fuente: MEM
TABLA 46 Participación en el mercado de refinación de
productos derivados, 2006
Producto PETROPERU Grupo Repsol MAPLE
(GLP) 70.38% 29.62% 0.00% Propano / Butano 100.00% 0.00% 0.00%
Gasolina84 64.44% 30.75% 4.80% Gasolina90 57.19% 42.80% 0.00% Gasolina95 60.59% 39.41% 0.00% Gasolina97 43.32% 56.68% 0.00% Gasolina98 0.00% 100.00% 0.00% Diesel N2 50.21% 48.57% 1.22%
Gasolina Natural 4.96% 0.00% 95.21%
Fuente: MEM
Al revisar la información desagregada por tipo de combustible, se pone en
evidencia el carácter duopólico del mercado, y al mismo tiempo el predominio de una u
otra empresas en cada segmento. En el caso de las gasolinas de 84 y 90 octanos, que
85
tienen mayor demanda interna y se venden a precios más bajos, la participación de la
empresa estatal es comparativamente mayor. En contraste, en los mercados de
gasolinas más caras y de menor consumo, de 97 y 98 octanos, la participación de la
empresa privada REPSOL-YPF es mayor. Dadas las características del parque
automotor peruano, compuesto mayoritariamente por vehículos antiguos que utilizan
diesel o gasolinas de menor octanaje, la participación de PETROPERU a nivel
agregado es ligeramente mayor.
De otro lado, la Tabla 47 presenta los volúmenes de LGN producidos en el
2006, así como las participaciones de las principales empresas. Las cifras revelan el
claro dominio de PLUSPETROL en el procesamiento de LGN.
En cuanto a la gasolina natural y el GLP, las principales empresas refinadoras
de petróleo comparten el mercado con las empresas procesadoras de LGN. Es así
que la mayor parte de la producción de Gasolina Natural (Vehicular) corresponde a la
empresa PLUSPETROL, cuya participación asciende al 86%. Esta empresa también
da cuenta del 60% del GLP producido en el país (incluyendo Propano y Butano).
Además, concentra el 46% de las ventas de GLP mayorista en el mercado interno,
mientras que Talara y La Pampilla responden por el 43%. El dominio de esta empresa
en ambos mercados es importante, pues tanto la gasolina natural como el GLP
domestico y automotriz muestran un crecimiento significativo, mientras que las
proyecciones para el consumo del gas vehicular anticipan un crecimiento destacado
durante los próximos años (CPGNV , 2007).
TABLA 47 Producción de líquidos de gas natural (LGN), 2006
(Miles de barriles, porcentajes)
Empresa Total Gasolina Natural GLP PROPANO /
BUTANO Diesel 2 Solvente Light
GMP/EEPSA 261.7 0 155.9 0.4 0 105.4
0.0% 27.6% 0.1% 0.0% 100.0% AGUAYTIA 1,214.10 804.8 409.3 0 0 0
12.3% 72.4% 0.0% 0.0% 0.0% PLUSPETROL 12,704.70 5,608.80 0 6,033.20 1,062.70 0
86.0% 0.0% 94.5% 100.0% 0.0% PROCESADORA DE GAS PARIÑAS 459.6 110.6 0 349 0 0
1.7% 0.0% 5.5% 0.0% 0.0% TOTAL 14,640.00 6,524.20 565.1 6,382.60 1,062.70 105.4
100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% Fuente: MEM
86
Respecto a la comercialización de GLP, existe una concentración considerable
en cuanto a ventas mayoristas. A partir de mediados del 2004 con el inicio de
operaciones de la planta de PLUSPETROL la balanza comercial de GLP cambió
drásticamente de signo, y el Perú dejó de ser importador iniciando las exportaciones
de este combustible. No obstante ante el crecimiento de la demanda interna, las
exportaciones se han reducido significativamente durante el último año, lo que obligó a
importar para cubrir los picos de demanda. Según estimaciones de OSINERG si la
demanda de GLP mantiene un ritmo de crecimiento superior al 15% para el 2010 la
producción no podrá cubrir la demanda.69 Sin embargo, con un pronóstico más
conservador del crecimiento de la demanda, lo más probable es que las importaciones
registradas últimamente sean transitorias y que en el futuro el crecimiento de la
producción cubra el consumo interno de GLP.
Las ventas de GLP de uso doméstico se realizan por medio de las plantas
envasadoras las cuales cuentan con sus propias redes de distribución. Cabe destacar
que en este mercado Repsol está verticalmente integrada desde la producción hasta la
distribución minorista. A la fecha hay 102 plantas envasadoras del GLP registradas. La
concentración de este mercado se inició con la privatización de SOLGAS el año 1992,
la cual contaba con el 42% del mercado. Posteriormente esta empresa fue adquiriendo
a las pequeñas competidoras consolidando así su posición. En los últimos años la
entrada de nuevas empresas envasadoras ha impedido una mayor concentración.
De otro lado, las ventas de GLP Automotriz vienen aumentando
considerablemente. A la fecha existen 120 establecimientos de venta registrados, de
los cuales Lima concentra alrededor de 80%. Las perspectivas de la oferta de este
combustible proyectan un crecimiento del número los establecimientos, lo cual
generaría una mayor competencia en este mercado. Si los costos de conversión de los
vehículos al gas disminuyen significativamente, el GLP puede convertirse en un mejor
sustituto de las gasolinas, lo que afectaría las condiciones de competencia en ese
mercado.
Por último, en otros mercados como el Turbo, combustible de aviación, y el
Residual 6, combustible industrial, también existen altos niveles de concentración. La
demanda del Turbo en su variedad A1 proviene de las aerolíneas comerciales y la
empresa REPSOL tiene una ventaja de localización al tener su planta de
abastecimiento cerca al aeropuerto internacional de Lima. Por ultimo la demanda local
de residuales proviene de empresas grandes que aún utilizan este producto para la
generación de energía eléctrica. 69 Gas Licuado de Petróleo: ¿De la exportación a la importación? .Boletín SCOP No 5 2006. OSINERG.
87
Uno de los rasgos más destacados de la industria del petróleo es la integración
vertical de las principales empresas, tanto en el segmento upstream como también en
el downstream, incluyendo las actividades de distribución mayorista y minorista.
Repsol Exploración del Perú, una filial del Grupo REPSOL, participa con el 10% de las
acciones del Consorcio a cargo de la explotación del gas de Camisea (lote 88).70
REPSOL-YPF opera la refinería más grande del país, una empresa comercializadora
mayorista, y cuenta con su propia red de distribución minorista la cual comprende un
conjunto de establecimientos propios o afiliados. Por su parte, PETROPERU opera la
segunda refinería del país, ubicada en Talara, y otras refinerías más pequeñas, así
como buena parte de las plantas de almacenamiento y los terminales de venta de
combustibles. También ha establecido su propia red de distribución bajo el nombre de
PETRORED.
Si examinamos la información disponible sobre las ventas de combustibles
encontramos que el consumo interno ha disminuido ligeramente durante los últimos
años. Las ventas promedio anuales de combustibles pasaron de 145 MBPD en el 2004
a 134 MBPD en el 2006 (Tabla 48). Esto se explica por la creciente utilización del gas
natural en la generación de energía (en reemplazo del diesel y los residuales). La
evidencia disponible también revela un notable aumento en el consumo de GLP, el
cual viene sustituyendo al kerosene y las gasolinas.
TABLA 48 VENTAS DE COMBUSTIBLES
(MBDC) 2004 2005 2006
TOTAL TOTAL TOTAL
GLP 18.05
21.40
23.60
Gasolina 97 1.61
1.08
1.07
Gasolina 95 1.18
1.06
1.06
Gasolina 90 7.99
7.01
6.84
Gasolina 84 10.97
10.79
11.01
Turbo A1 2.93
1.97
4.53
Kerosene 6.94
4.53
1.79
Diesel 2 63.74
58.63
59.64
70 En el Consorcio también participan como accionistas Pluspetrol Resources Corporation (domiciliada en Islas Cayman), Hunt Oil, SK Corporation, Tecpetrol y Sonatrach.
88
Residual 6 11.15
8.12
6.47
Residual 500 15.85
15.48
13.57
Sub Total 140.42
130.07
129.58
Otros 4.69
4.13
4.50
TOTAL 145.10
134.20
134.08
Fuente: MINEM
Las ventas de GLP en el mercado interno durante el año 2006 alcanzaron el
18% del total de las ventas domésticas de combustibles, mientras que las gasolinas
alcanzaron el 15% del total. La gasolina 84 octanos ocupa de lejos el primer lugar en
importancia, seguido por la gasolina de 90. Las ventas de gasolinas de 95, 97 y 98
octanos registran niveles mucho más bajos.
Como puede apreciarse en el Gráfico 7, la participación porcentual de las
gasolinas en las ventas totales de combustibles muestra una tendencia declinante
desde fines de los 90. De otro lado el diesel mantiene su nivel promedio, con una
ligera tendencia al alza y se mantiene también como el combustible de mayor
importancia en términos de volumen.
GRÀFICO 7
Volumen de ventas en el mercado Interno Principales combustibles en MBs
0
5000
10000
15000
20000
25000
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
GLP
GASOLINAS
DIESEL
Fuente: MEM *Incluye GLP procesado a partir de petróleo y LGN
89
Por ultimo, la Tabla 49 registra la información sobre producción y comercio
exterior de productos refinados durante el año 2008. Al respecto es oportuno destacar
que el volumen refinado de gasolinas no fue suficiente para abastecer el mercado
interno, de manera que fue necesario importar estos productos. En contraste, y a
diferencia de lo ocurrido anteriormente, las importaciones de GLP tuvieron una
importancia mucho menor, representando sólo el 4% de la producción local. Esto se
explica por la puesta en marcha de la producción del gas de Camisea a partir del
2004, lo cual viene dando lugar a una reestructuración del mercado interno. Cabe
destacar que las exportaciones de GLP para ese año son significativas, lo cual nos
indica que la producción todavía puede abastecer la demanda anual promedio.
El kerosene y especialmente el Turbo Jet tienen también una participación
importante en las exportaciones, especialmente en el abastecimiento de naves que
realizan vuelos internacionales. Las importaciones de estos productos son mínimas.
No se importaron residuales durante el 2006, mientras que las exportaciones de
Residual 6 registraron un volumen significativo, que alcanzó el 30% de la producción
local. De otro lado, el Diesel 2 sigue siendo el producto con mayor peso en las
importaciones de derivados.
TABLA 49 Producción y comercio internacional de derivados de
petróleo 2006 (MB)
Producción Exportación Importación Consumo aparente Porcentajes Producto
Q X M Q+M-X M/Q X/Q GLP (propano y butano) 2285.5 302.0 91.4 2074.9 4.00% 13.21%
GASOLINAS 7457.3 0.0 692.9 8150.2 9.29% 0.00% TURBO JET A-1 3722.3
KEROSENE 957.7 2570.2 4.6 2114.5 0.10% 54.92%
DIESEL 2 17597.9 268.5 5588.7 22918.1 31.76% 1.53% PETROLEO IND 5 54.1 0.0 0.0 54.1 0.00% 0.00% PETROLEO IND 6 3873.5 1179.8 0.0 2693.7 0.00% 30.46%
PETROLEO IND 500 10784.8 0.0 0.0 10784.8 0.00% 0.00% FUEL OILS 1312.3 1172.4 31.7 171.6 2.42% 89.34%
Fuente: Anuario 2006, MINEM *Solo incluye productos terminados, excluye petróleo crudo y productos en proceso
90
CAPÍTULO 5: CONDICIONES DE COMPETENCIA EN LA DISTRIBUCIÓN MAYORISTA Y EN EL COMERCIO MINORISTA DE HIDROCARBUROS
Como se indicó en el capítulo anterior, la industria de hidrocarburos en el Perú
tiene una estructura duopólica, con dos empresas grandes verticalmente integradas
que operan en todas las etapas o actividades del conjunto conocido como el
downstream de la industria, desde la refinación hasta el comercio minorista, pasando
por la distribución mayorista. Cabe destacar, sin embargo, que los niveles de
concentración en el comercio mayorista y minorista son comparativamente menores a
los registrados en otras etapas como refinación, pues además de las tres empresas
que cuentan con refinerías, (PETROPERÚ, REPSOL-YPF y Maple), en el mercado
peruano operan 14 empresas mayoristas, las cuales se abastecen directamente de las
refinerías y/o importan los combustibles que comercializan.
El objetivo de este capítulo es examinar las condiciones de competencia en la
distribución mayorista de hidrocarburos y en el comercio minorista, poniendo de relieve
las características relevantes del entorno en el que operan las empresas así como los
condicionamientos derivados de la política tributaria y de los mecanismos de
estabilización de los precios. El análisis presentado se nutre de la información
obtenida en el curso de las entrevistas realizadas a los representantes de las
empresas mayoristas, que operan a nivel nacional, así como de los resultados
preliminares de una encuesta aplicada a 277 establecimientos en la ciudad de Lima,
que se llevó a cabo durante Noviembre y Diciembre del 2007.
5.1 Las plantas de almacenamiento
La competencia en el mercado mayorista involucra complejos problemas logísticos
asociados al transporte y almacenamiento de los productos. En efecto, el
almacenamiento y despacho de productos derivados constituye una actividad crítica
en el segmento dowstream de la industria, sobre todo en un país caracterizado por la
dispersión demográfica en todo el territorio y con una geografía compleja y agreste.
Esta actividad tiene lugar en 26 terminales o plantas de venta, que se distribuyen en
todo el territorio. Sin embargo, las principales plantas se localizan en los principales
puertos y terminales marítimos del país (Callao, Matarani, Pisco, Eten, Talara, etc.).
Las refinerías de La Pampilla, Conchán y Talara, se ubican muy cerca de la costa y
cuentan con sus propios terminales, que facilitan las funciones de abastecimiento y
despacho. Las plantas de mayor capacidad son las de El Callao y Mollendo.
91
Una ventaja de PETROPERÚ, la empresa estatal, es que aún controla más de
la mitad de las plantas de venta, especialmente aquellas que se encuentran
localizadas fuera de Lima, en el interior de país. Sin embargo, las plantas de
almacenamiento más importantes, ubicadas en los principales puertos de la costa –
incluyendo El Callao y Matarani -- fueron entregadas en concesión al sector privado, a
fines de la década pasada71.
Al respecto es oportuno destacar que la inversión privada en las plantas de
almacenamiento se inició en el año 1998, cuando se entregaron en concesión, por un
período de 15 años, algunas de las plantas más importantes de PETROPERÚ. Las
plantas entregadas en concesión fueron previamente agrupadas a nivel de región, a fin
de generar un mayor interés en los inversionistas. Así, la región Norte comprendía las
plantas de Eten, Salaverry, Chimbote y Supe, la región Centro las plantas de Callao y
Cerro de Pasco y la región Sur incluyó las de Pisco, Mollendo, Ilo, Cuzco y Juliaca.
Todas fueron otorgadas en concesión a operadores que brindarían el servicio de
recepción, almacenamiento y despacho de combustibles.
El ganador en la región norte fue el Consorcio GMP S.A. - Graña y Montero
S.A.; para las plantas de almacenamiento del Centro resultó ganadora la empresa
Serlipsa Fuel Centre Sur S.A., mientras que el Consorcio GMP S.A. - Graña y Montero
S.A. se adjudicó las plantas del Sur. En los tres casos, las empresas ganadoras
debieron abonar, por cada grupo de Plantas de Almacenamiento, un Derecho de
Suscripción de 3.0 millones de dólares. Adicionalmente se comprometieron a
desarrollar Compromisos de Inversión, ascendiendo en el caso de la región Norte a
US$ 5.5 MM en 4 años, en el caso de las Plantas del Centro a US$ 6.3 MM en 5 años
y para las Plantas del Sur a US$ 6.9 MM en 5 años.
Los contratos suscritos señalan como obligación específica del operador
“realizar sus actividades de acuerdo a los principios de libre competencia y libre
acceso, quedando imposibilitados de otorgar derechos preferenciales a ningún
mayorista” (cláusula sobre obligaciones específicas). El contrato establece que el
operador no podrá contratar con un solo mayorista más del 15% de su capacidad de
almacenamiento ni tampoco podrá comercializar combustibles dentro del área de
influencia comercial de la planta. Puede apreciarse entonces que las plantas están
71 Algunos de estos procesos de concesión han dado lugar a intensas controversias y cuestionamientos por presentar aparentes irregularidades (permitir un solo postor, facilitar la concentración del control de los terminales en empresas vinculadas a un solo grupo económico) y han sido investigados por el Congreso de la República. Ver al respecto el Informe de la Investigación sobre la concesión del Terminal portuario de Matarani, elaborado por la Comisión Investigadora de Delitos Económicos y Financieros, disponible en la pagina web del Congreso de la República.
92
sujetas a un régimen de acceso abierto, con límites específicos a la concentración, lo
cual facilita la competencia en el mercado mayorista.
5.2 Características del mercado mayorista
En el Perú se comercializan alrededor de 18 variedades de productos
derivados del petróleo, incluyendo diesel 2, petróleos residuales, GLP, gasolinas de
diferentes octanajes y kerosene, entre otros. El producto de mayor demanda en el
mercado es el diesel 2, cuyo consumo alcanzó los 60 MBPD en el año 2006. Le siguen
en orden de importancia el GLP, que registró un consumo de 24 MBPD, luego las
gasolinas y, al mismo nivel, los petróleos residuales (20 MBPD cada uno). Por último
los consumos de Turbo y Kerosene alcanzaron, el mismo año, 5 y 2 MBPD
respectivamente.72
La demanda doméstica de derivados depende de diversos factores, entre los
cuales se destacan el nivel de actividad económica y los precios internacionales del
crudo, pero también debe mencionarse la disponibilidad de fuentes energéticas
alternativas, que a su vez depende de otros factores como el ciclo hidrológico. Por
ejemplo, en años secos se reduce la generación hidroeléctrica y aumenta la demanda
de diesel (utilizado en las plantas termoeléctricas), y viceversa.
De otro lado, la demanda de derivados del petróleo también depende de los
procesos de sustitución generados por el cambio de la matriz energética. Al respecto,
el reciente desarrollo de la industria del gas natural explica algunos hechos
destacados. Como se indicó en el primer informe (p. 90), el consumo interno de
derivados del petróleo ha disminuido ligeramente durante los últimos años. Así, las
ventas anuales promedio de derivados pasaron de 145 MBPD en el 2004 a 134 MBPD
en el 2006. Al examinar la información desagregada por tipo de producto, se observa
que la reducción se concentra en el diesel y los residuales, los cuales vienen siendo
reemplazados por el gas natural, sobre todo en la generación de energía. Al mismo
tiempo, la evidencia presentada muestra un fuerte aumento en el consumo de GLP, el
cual viene sustituyendo al kerosene y las gasolinas.
La Tabla 50 presenta los principales segmentos de la demanda de
hidrocarburos, entendida como una demanda derivada de actividades específicas, con
la indicación precisa de los productos demandados, las posibilidades de sustitución
72 Ver al respecto el Plan Referencial de Hidrocarburos 2007 – 2016. http://www.minem.gob.pe/hidrocarburos/pub_planreferen_2006.asp
93
entre ellos y los costos del cambio de un producto a otro. La primera actividad es el
transporte terrestre. Las unidades de transporte que conforman el parque automotor
utilizan principalmente diesel y, en menor medida, gasolinas de distinto octanaje.
Durante los últimos años ha aumentado el número de vehículos que utilizan el GLP, a
medida que se ha ido desplegado una red de estaciones de venta de este
combustible.
TABLA 50 Segmentos de demanda y sustitución entre combustibles
ACTIVIDAD PRODUCTOS
DEMANDADOS SUSTITUTOS COSTOS DEL CAMBIO
Transporte terrestre público y privado
Diesel, gasolinas GLP, gas natural US$ 900 por vehículo, por cambio a gas natural
Aviación comercial Turbo A-1 Ninguno
Industria, comercio y servicios
Diesel, residuales, GLP, gas natural
Electricidad Costos variables de inversión en activos requeridos para la reconversión
Consumo doméstico
GLP, kerosene Gas natural, electricidad
Precio de bienes durables (cocinas)
US$ 380 por cambio a gas natural
Fuente: Távara y Ochoa (2007: 139).
También se espera que el gas natural vehicular (GNV) empiece a ser más
utilizado en el futuro como combustible automotor, pero ello dependerá de la
existencia de estaciones equipadas para distribuir este producto. A la fecha de escribir
este informe (febrero del 2008) el Ministerio de Energía y Minas reportaba la existencia
de 22 estaciones de GNV en Lima y Callao. La empresa estatal PETROPERÚ ha
implementado 3 estaciones de GNV durante el 2007, y su Presidente Ejecutivo ha
anunciado la meta de instalar 7 estaciones adicionales durante el año 2008, con lo
cual se afirmaría como la cadena más grande de estaciones de GNV. Asimismo,
cuenta con siete puntos de venta adicionales (denominados gasoductos virtuales) en
los cuales se comercializa gas natural comprimido (GNC). 73
El caso de la aviación comercial es distinto, pues el combustible utilizado no
tiene sustitutos. Sin embargo, las aerolíneas comerciales que cubren rutas
internacionales pueden sustituir al proveedor, abasteciendo sus aviones en 73 Para el negocio específico del GNC PETROPERÚ ha creado la empresa subsidiaria denominada “Perú Gas Energía, en asociación con inversionistas argentinos. Ver al respecto http://www.petroperu.com.pe/Main.asp?T=3608&S=&id=22&idA=8910
94
aeropuertos del exterior cuando los precios domésticos se elevan demasiado. Las
empresas que cubren rutas nacionales no tienen esta opción y son las más afectadas
por los incrementos en los precios del turbo, los cuales se trasladan también a los
consumidores finales vía aumentos en las tarifas de transporte aéreo.
Las diversas actividades de la industria, el comercio y los servicios, consumen
principalmente diesel, petróleos residuales y GLP. Estos productos vienen siendo
progresivamente sustituidos por el gas natural, a medida que se despliegan las redes
de distribución, y también por energía eléctrica. Sin embargo, en el caso del consumo
de diesel, las autoridades proyectan un aumento promedio anual del orden del 2.1%
hasta el 2017, debido al crecimiento de la economía y a las dificultades de sustitución
como combustible de equipos de transporte y maquinaria pesada. Por último, en el
segmento de los hogares (consumo doméstico) se ha registrado también una
sustitución de kerosene por GLP, electricidad y, en mucho menor medida, gas natural.
En síntesis y en términos agregados, las proyecciones realizadas concluyen
que a pesar del crecimiento económico previsto para los próximos años, la demanda
de combustibles líquidos crecerá muy lentamente – a una tasa promedio del 1.7%
anual en el período 2007 – 2017 – debido principalmente a un mayor consumo de gas
natural.74
5.3 Las empresas mayoristas Los niveles de concentración en las cadenas de comercialización mayorista
son menores a los que se observan en la actividad de refinación. Sin embargo, como
se explica en esta sección, la estructura del mercado mayorista puede caracterizarse
como oligopólica. Las leyes vigentes obligan a las empresas refinadoras a registrarse
como distribuidores como condición para comercializar sus productos. A la fecha
operan 17 empresas distribuidoras mayoristas, pero cuatro de ellas tienen un volumen
de operaciones que las destaca sobre todas las demás. Las gasolinas, el kerosene y
diesel son comercializados directamente por los mayoristas y distribuidos en las
estaciones de servicio, mientras que el petróleo residual es adquirido directamente en
las refinerías por los consumidores industriales y comerciales.
Históricamente, hasta el año 1996 la actividad de comercialización mayorista
en el Perú no tuvo un perfil propio, pues la empresa estatal operaba verticalmente
integrada en todas las actividades del downstream, desde la refinación hasta la
74 Plan Referencial de Hidrocarburos 2007 – 2016, Capítulo 1, p. 7
95
distribución mayorista y minorista de hidrocarburos. Sin embargo, el proceso de
privatización permitió el ingreso de diversas empresas transnacionales como Repsol-
YPF , Mobil, Shell y Texaco.
Mas recientemente, sin embargo, el mercado peruano ha sufrido un proceso de
fusiones y adquisiciones, al retirarse Mobil, Shell y Texaco, las cuales vendieron sus
estaciones de servicio a otras empresas establecidas. Al parecer, los reducidos
márgenes de las estaciones minoristas independientes, han hecho poco rentable el
negocio para estas empresas transnacionales.
Así, en agosto del año 2004, un consorcio constituido por Romero Trading y la
empresa estatal ENAP de Chile, adquirió todos los activos de Shell Perú, incluyendo la
red de 165 estaciones de servicios localizadas en Lima y en la costa peruana,
además del negocio de distribución mayorista. La operación requirió de una
inversión del orden de los US$ 41 millones. La nueva red de estaciones empezó a
operar con la marca PRIMAX. Luego de la adquisición, la nueva sociedad firmó un
contrato con ENAP para el abastecimiento de combustibles en el mercado local,
principalmente gasolinas de alto octanaje.
Poco después, Chevron Texaco Corporation y Peruana de Combustibles S.A.
(PECSA) llegaron a un acuerdo, que incluye la venta a PECSA de las 70 estaciones
de servicio que operaban en el Perú bajo la marca Texaco. Luego, en Junio del 2006,
REPSOL-YPF adquirió las 74 estaciones de servicio del grupo Exxon-Mobil.
Como resultado de estos procesos, el mercado mayorista se concentró en 4
empresas de cierta envergadura: REPSOL-Comercial, PRIMAX, PETROPERÚ y
PECSA. La empresa privada de mayor envergadura es REPSOL-Comercial, que
forma parte del Grupo REPSOL-YPF, el cual también cuenta con la refinería La
Pampilla (RELAPASA), localizada en Lima. Durante el año 2006 REPSOL Comercial
adquirió, aproximadamente, el 62% de la producción de la refinería del grupo. El 38%
restante estuvo constituido por exportaciones (18% al 23%) y ventas a otros
mayoristas (15 a 20%). El Grupo REPSOL-YPF opera con una red de 225 estaciones
minoristas, incluyendo 99 estaciones que constituyen su “red de gestión propia”. Esta
red incluye 74 estaciones que fueron previamente de la empresa Mobil, y luego fueron
adquiridas por REPSOL-YPF (Tabla 51).
Como se indicó en el capítulo anterior, PETROPERÚ también opera en la
etapa de refinación, pero su principal refinería se encuentra localizada en Talara, en el
extremo norte peruano, por lo cual debe incurrir en costos de transporte para
abastecer el principal mercado ubicado en Lima. Hasta el año 1992 la empresa estatal
96
era el único actor en el mercado, y operaba con una extensa red de estaciones de
servicio. A partir de ese año se empezaron a privatizar las estaciones, luego se vendió
la empresa marítima de transporte de combustible, y en 1996 se vendió la Refinería La
Pampilla, que fue adquirida por el Grupo REPSOL-YPF.
A la fecha, PETROPERÚ solamente cuenta con estaciones afiliadas, que
operan bajo la marca PETRORED. La red comprende un total de 400 estaciones, 80
de las cuales están localizadas en Lima. Los funcionarios de la empresa manifestaron
que tienen planes de establecer una red de 10 estaciones de gestión propia. Como se
indicó anteriormente, la empresa también viene ejecutando un plan de inversiones en
el nuevo mercado de GNV.
De otro lado se destaca el grupo PECSA, una corporación privada de capitales
de origen nacional, formada por las empresas Peruana de Combustibles SA, Peruana
de Petróleo SRL, Peruana de Estaciones de Servicio SAC, Consorcio de Estaciones
S.A. y Peruana de Gas Natural SAC (con el 50% de participación).
TABLA 51 Número y tipo de estaciones que operan con marca del mayorista, 2007
REPSOL PECSA PETROPERÚ PRIMAX(*) Red de gestión propia (COCO)
92 36 0 n.d.
Gestión cedida a un tercero (CODO)
30 - 0 n.d.
Estaciones afiliadas o abanderadas (DODO)
103 154 400 n.d.
Número Total 225 190 400 195 Fuente: entrevistas a empresas mayoristas. (*) Los funcionarios de la empresa PRIMAX se negaron a ser entrevistados. El número de 195 estaciones incluye las 165 estaciones que fueron adquiridas a la cadena Shell, y fue obtenido de un reportaje sobre las declaraciones del Gerente Comercial de Primax en Ecuador, Mario Arze, realizadas el 19 de Noviembre del 2007, el cual fue reproducido en la pagina web de ENAP (ENAP – Noticias, http://www.enap.cl/opensite_det_20071205115440.asp). La pagina web de la empresa, www.primax.com.pe, se encuentra “en construcción” hace varios meses, y tampoco ofrece información alguna.
La iniciativa que dio origen a PECSA surgió en 1993. Ese año un grupo de
empresarios de estaciones minoristas de combustibles, llegó a la conclusión de que
necesitaban integrarse verticalmente hacia el comercio mayorista, a fin de enfrentar
con éxito la competencia con las nuevas empresas de origen extranjero que
empezaban a establecerse en el Perú. El permiso del MINEM a PECSA para iniciar
97
operaciones, le fue otorgado recién en julio de 1997. Según refieren ex funcionarios de
PETROPERÚ, el retraso en otorgar el permiso se explicaba por las trabas burocráticas
y por “presiones a las autoridades de parte de otras distribuidoras mayoristas.”75 El
Gerente General de la empresa, entrevistado en el marco de este estudio, afirmó que
las principales cadenas mayoristas de origen extranjero, imponían condiciones muy
exigentes en sus contratos con las estaciones de servicio, algunas de las cuales
tuvieron que declararse en quiebra.
PECSA surgió como una alternativa y extendió rápidamente su red de
estaciones afiliadas – “como una red de todas las sangres”, según la expresión del
entrevistado -- ofreciendo contratos más flexibles. A fines del 2007 PECSA contaba
con 36 estaciones en su red de gestión propia y con 154 estaciones afiliadas,
distribuidas en 70 ciudades del país. En el año 2006 su utilidad neta fue de 12.1
millones de Nuevos Soles, ese año registró un ratio de utilidad neta sobre patrimonio
de 19.2% (Bedón 2007). Un año antes y en sociedad con la empresa Promigas de
Colombia, PECSA constituyó la empresa Peruana de Gas Natural con el objetivo de
establecer, progresivamente, una red de estaciones de GNV en el Perú.
Cabe destacar también que el desarrollo de PECSA contó con el apoyo de
PETROPERÚ. Como resultado de la privatización, la empresa estatal “se había
quedado sin brazos comerciales” (Bedón 2007), y el surgimiento de PECSA ofrecía un
canal de distribución alternativo a cadenas transnacionales como REPSOL-YPF y
Mobil. La política comercial de PETROPERÚ en el mercado mayorista establecía
facilidades de pago para los distribuidores mayoristas, surgidos precisamente del
propio proceso de privatización, incluyendo a cadenas transnacionales que, en
realidad, no tenían mayores necesidades de financiamiento. Finalmente la
administración de la empresa estatal aprobó otorgar crédito a PECSA, facilitando su
desarrollo.
La cuarta empresa importante en los mercados mayorista y minorista de
hidrocarburos es PRIMAX. Lamentablemente sus ejecutivos se negaron
reiteradamente a conceder una entrevista, de manera que la información utilizada para
el estudio cualitativo se limita a fuentes secundarias. PRIMAX opera actualmente con
una red de 195 estaciones, incluyendo las 165 estaciones que anteriormente formaron
parte de Shell, y comercializa combustibles de distinta procedencia, incluyendo la
producción de las refinerías de la empresa estatal chilena (ENAP). En efecto, el 35%
75 Ver al respecto el artículo de César Bedón Rocha, ex Gerente de Ventas de PETROPERÚ, “Con PECSA también se puede”, publicado el 20 de agosto del 2007. http://cbedonrocha.blogspot.com/2007/08/con-pecsa-tambin-se-puede.html
98
de los combustibles comercializados en el Perú por PRIMAX son producidos por
ENAP. En el año 2006 Primax habría obtenido una utilidad de US$ 5.4 millones.76
5.4 El proceso de formación de los precios
Los precios de los derivados del petróleo dependen de diversos factores. En
primer lugar debe destacarse el precio internacional del petróleo y sus derivados, pero
también es preciso examinar las condiciones de competencia en el mercado interno y
la incidencia de algunos instrumentos de política como el fondo de estabilización. Los
precios al consumidor final dependen también de la política tributaria y la política de
integración regional, las cuales determinan la magnitud de algunos parámetros críticos
como las tasas impositivas a las transacciones internas (impuesto general a las
ventas, impuesto selectivo al consumo e impuesto al rodaje), y los aranceles a la
importación de hidrocarburos, respectivamente.
Para entender el proceso de formación de los precios es oportuno distinguir la
diferencia entre el precio al público y el precio fijado por los productores o
importadores, es decir el precio ex planta. El siguiente esquema identifica los
componentes que explican la diferencia entre estos dos precios: los impuestos y los
márgenes de comercialización:
+ + =
Precios al Público
Márgenes de comercialización
Impuestos (ISC,IGV,rodaje)
Precios ex planta del
productor o importador
Los precios al público son entonces sensibles a los tributos que gravan el
consumo (impuesto selectivo e impuesto general a las ventas) y a los aranceles a la
importación de petróleo y derivados. La Tabla 52 presenta la magnitud de los
impuestos tomando como referencia los precios netos ex planta (o ex refinería) de
PETROPERÚ. El consumo de gasolinas está gravado con un impuesto al rodaje, el
cual se determina con una tasa ad valorem fijada en 8% (el diesel 2 no está afecto a
76 ENAP / Noticias http://www.enap.cl/opensite_det_20071205115440.asp
99
este impuesto al rodaje). Luego se adiciona el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC),
un impuesto de monto fijo por galón.77
Por último se agrega el Impuesto General a las Ventas (IGV), un impuesto ad
valorem del 19%, aplicado a la suma de los 3 componentes anteriores (precio ex
refinería, impuesto al rodaje e impuesto selectivo). El precio ex planta es precisamente
el precio que incluye todos estos impuestos, al cual se le añaden los márgenes
comerciales (del mayorista y del minorista), dando como resultado el precio al público.
Si se comparan la segunda con la última columna de la derecha del Tabla 52, puede
apreciarse que el precio al público de las gasolinas es casi el doble del precio en la
refinería (antes de impuestos).
TABLA 52 Estructura de precios de las gasolinas y el Diesel 2
Diciembre 2007, soles por galón
Al rodaje (8%)
Selectivo al Consumo
General a las ventas
(19%)Gasolina 97 Oct. Sin plomo 8.16 0.65 3.15 2.27 14.23 2.58 16.81Gasolina 95 Oct. Sin plomo 7.92 0.63 2.92 2.18 13.65 2.32 15.97Gasolina 90 Oct. Sin plomo 7.19 0.57 2.46 1.94 12.16 1.09 13.25Gasolina 84 Oct. Sin plomo 6.38 0.51 1.85 1.66 10.4 1.18 11.58Diesel 2 6.89 - 1.39 1.57 9.86 0.76 10.62
Margen Comercial
Precio al PúblicoCombustibles
Precio neto de Petroperu (a
partir del 24/12/2007)
Impuestos Precio ex - planta
(Callao)
Fuente y elaboración: MINEM
Las empresas mayoristas deben cubrir costos de almacenamiento y despacho,
pero al mismo tiempo adquieren el combustible con descuentos sobre los precios
netos. Una de las preguntas centrales, naturalmente, es cómo se fijan los precios
netos ex planta, es decir sin considerar los impuestos indicados. De acuerdo a lo
indicado por Waldo Mendoza, ex Viceministro de Hacienda y ex director de
PETROPERÚ, los precios netos ex planta fijados por esta empresa respondían a una
regla muy simple, adoptada internamente por la empresa. Según Mendoza, durante su
gestión como director de la empresa los precios se fijaban en un rango determinado
por los precios de paridad de importación, más o menos 4%. Cuando salían del rango
se realizaban los ajustes correspondientes. A su juicio, los flujos de caja de la empresa
reflejaban con bastante precisión la aplicación de esta regla de fijación de precios. Así,
cuando el precio caía por debajo del límite inferior del rango, los flujos de la empresa
típicamente se volvían negativos (pérdidas operativas), y viceversa. Para algunos
productos de exportación, obtenidos a partir de la producción doméstica de crudo, los
77 El monto del ISC lo determina el Ministerio de Economía y Finanzas. Ver al respecto el D. S. 025-97-EF del 12 de marzo de 1997.
100
precios se fijaban a un nivel inferior, calculado tomando también en cuenta los precios
de paridad de exportación.
En el curso de una entrevista realizada a los actuales ejecutivos de la empresa
estatal, se confirmó la referencia a los cambios en los precios de paridad como uno de
los criterios para reajustar los precios ex planta. La administración actual considera,
sin embargo, que bajo la gestión del directorio anterior la regla en realidad
contemplaba un rango de seis (6) puntos porcentuales por encima y por debajo de los
precios de paridad de importación, y no de cuatro como reportó el ex director citado en
el párrafo anterior. Cuando transcurrían 10 días con los precios fuera de este rango,
era obligatorio proceder a un reajuste.
Con la nueva gestión se han definido rangos de variación para cada producto,
con una variación máxima de +/- cuatro puntos porcentuales. Pero además se utiliza
“un segundo filtro” o criterio, relacionado con el impacto de los precios en los
resultados de la empresa. El argumento es que la empresa necesita generar
excedentes para financiar su programa de inversiones. Por tal motivo opera también
con una meta de utilidad neta mínima sobre ingresos brutos, la cual es aprobada
mediante Resolución Ministerial. En el año 2007 la meta fue de 1%. Al respecto, el ex
Viceministro de Hacienda comentó que, bajo la gestión del gobierno anterior, esta cifra
no era entendida como una meta a alcanzar sino que se tomaba de manera flexible y
referencial, sobre todo en coyunturas de aumento en los precios internacionales del
petróleo y sus derivados.
El Fondo de estabilización de los precios
Otro mecanismo que incide en el proceso de formación de precios mayoristas
es el “Fondo para la estabilización de los precios de los combustibles derivados del
petróleo”, creado por el gobierno en septiembre del 2004. A tenor de las
consideraciones expresadas en el Decreto de Urgencia Nº 010-2004, este fondo fue
creado para hacer frente a “la imprevisible fluctuación de los precios en el mercado
internacional del petróleo y sus derivados” así como a sus consecuencias en términos
de “distorsiones en la economía que ponen en riesgo la estabilidad macroeconómica
del país”.
Como se indicó, los impuestos que gravan el consumo de combustibles
representan una proporción considerable en la estructura de los precios y, en principio,
el gobierno podría amortiguar el impacto de los aumentos en el precio internacional del
101
petróleo, en el mercado doméstico de combustibles, simplemente reduciendo estos
impuestos. Sin embargo, los Ministros de Economía y Finanzas generalmente se han
mostrado reacios a aceptar reducciones permanentes en los impuestos. Por ello un
mecanismo como el Fondo, cuyo funcionamiento puede ser regulado con
transferencias discrecionales de recursos fiscales, ofrece ventajas frente a la opción
de reducir los impuestos.78
El marco normativo vigente establece que el Fondo tiene carácter intangible,
inembargable e intransferible. Sus recursos no constituyen fondos públicos, y son
administrados bajo la modalidad de fideicomiso. Es administrado por la Dirección
General de Hidrocarburos, del Ministerio de Energía y Minas, que actúa como
fideicomitente. Los fideicomisarios son los productores e importadores debidamente
identificados y registrados. El Fondo permite estabilizar las fluctuaciones en los precios
del gas licuado de petróleo, las gasolinas, el kerosene, el diesel y los petróleos
industriales. Están expresamente excluidos los combustibles de aviación, los
combustibles marinos y los asfaltos.
El mecanismo de funcionamiento del Fondo es relativamente simple.
Básicamente consiste en el establecimiento de una “banda de precios objetivo” para
cada uno de los productos. Luego se determinan los precios de paridad de importación
(PPI), a partir de los precios de referencia estimados y publicados por el
OSINERGMIN.79 Cuando los PPI superan el límite superior de la banda, se aplica un
“factor de compensación” y se transfieren recursos a las empresas. Y viceversa,
cuando los PPI disminuyen por debajo del límite inferior se aplica un “factor de
aportación”, de manera que las empresas aportan recursos al Fondo. Estos factores
se calculan para cada producto con una periodicidad semanal.
Gracias a este mecanismo los precios de los derivados en el mercado interno
se han mantenido básicamente estables, no obstante los aumentos significativos en el
precio internacional del petróleo registrados en los últimos años. Durante el año 2007,
el Estado transfirió al Fondo alrededor de 800 millones de soles (es decir US 270
millones de dólares) y sólo en enero del 2008 transfirió 200 millones adicionales.
78 En la exposición de motivos de las normas de creación del Fondo se reconoce expresamente que “la situación del Estado no permite reducir con carácter definitivo los impuestos indirectos que gravan el petróleo crudo y sus derivados”.Ver al respecto los Decretos de Urgencia 03-2004 y 010-2004. 79 OSINERGMIN estima dos precios de referencia: el PR1, definido como un precio ex planta (sin impuestos) que refleja una operación eficiente de exportación, y el PR2 definido también como un precio ex planta, que refleja una operación eficiente de exportación. La norma de creación del Fondo establece que el PPI “se calculará sumando el precio de referencia de importación (PR1) con el Margen Comercial Mayorista Promedio, publicado por el OSINERG (PPI = PRI + Margen Comercial Mayorista Promedio).”
102
Algunos analistas cuestionan esta “política de subsidios” y consideran que este
mecanismo de estabilización debería desactivarse, con el argumento de que ya perdió
el carácter de intervención temporal con el que se sustentó su creación. Asumiendo
que el precio de petróleo se mantiene en US$ 100 por barril, Mendoza estima que la
utilización del Fondo para mantener congelados los precios locales de combustibles, le
costaría al fisco alrededor de S/. 62 millones por semana, es decir aproximadamente
S/. 3 mil millones al año, lo cual representaría alrededor del 1% del PBI. Mendoza
considera que “esta enorme cantidad de dinero debería usarse para mejores fines", y
que no tiene sentido ignorar el valor real de los combustibles en el mercado
internacional.80
Al respecto es oportuno reconocer que dadas las restricciones fiscales propias
de países como el Perú, este mecanismo enfrenta limitaciones inevitables en la actual
coyuntura, caracterizada por el crecimiento sostenido de los precios internacionales
del petróleo. En este contexto no existe Fondo alguno que pueda evitar en forma
permanente el impacto del aumento internacional del precio del petróleo en el mercado
interno. Al mismo tiempo sin embargo, es difícil sostener, como lo hace Mendoza, que
la utilización del Fondo implica necesariamente una “política de subsidios”. Como se
observa en el cuadro anterior, la presión impositiva sobre los combustibles en el Peru
es elevada, de manera que el Fondo está siendo utilizado para reducir esta presión.
En cualquier caso, esta controversia involucra consideraciones más generales de
política económica y política tributaria que escapan a los alcances de este estudio.
5.5 Condiciones de competencia
Como se indicó en el capítulo anterior la empresa estatal tiene una
participación elevada en la actividad de refinación y también en la importación de
petróleo y derivados. Sus funcionarios afirmaron que PETROPERÚ abastece el 42%
del mercado mayorista. De otro lado el grupo REPSOL-YPF tiene también una elevada
participación (Tabla 46) de manera que su política de precios reviste especial
importancia. En este caso, y por tratarse de una empresa privada, los criterios para
fijar los precios son distintos y, en principio, responden al objetivo de maximizar sus
ganancias.
80 Ver al respecto el diario La República, 12 de enero del 2008 http://www.larepublica.com.pe/component/option,com_contentant/task,view/id,198671/Itemid,484/
103
Por tratarse de un grupo empresarial privado que opera simultáneamente en
refinación, comercio exterior, distribución mayorista y minorista de combustibles, tiene
a su disposición opciones de política de precios que podrían distorsionar la
competencia, por ejemplo discriminando precios en perjuicio de sus competidores. Al
respecto, los funcionarios del grupo empresarial afirmaron que no practican la
discriminación de precios. Por el contrario, indicaron que “los precios a los que Repsol
comercial compra a RELAPASA son los mismos precios a los que RELAPASA vende
a otros mayoristas”. Puesto en otros términos, la integración vertical no es utilizada por
este grupo empresarial para discriminar precios en perjuicio de sus competidores.
Los funcionarios de PETROPERÚ también coincidieron en afirmar que debido
a las condiciones de libre acceso a la industria y al comercio de hidrocarburos (exterior
y doméstico), con sujeción a normas y reglamentos que se aplican a todas las
empresas, así como a las restricciones establecidas a la operación de las plantas de
almacenamiento y los terminales de venta, el mercado peruano de hidrocarburos
puede caracterizarse como “un mercado libre y abierto”, en comparación a otros
países de la región.
A su juicio, la competencia entre empresas mayoristas, las cuales operan con
sus propias cadenas de distribución minorista, se presenta no sólo en el terreno de los
precios sino también en la expansión de sus redes de distribución vía la afiliación de
un mayor número de estaciones. La existencia de un elevado número de estaciones
“independientes”, particularmente en las zonas urbanas de menores ingresos y
especialmente fuera de la capital, ofrece incentivos a esta expansión. Uno de los
funcionarios de REPSOL manifestó que la mitad de las estaciones de servicio que
operan en el país son independientes, y se abastecen de los mayoristas en “el
mercado spot”.81
La herramienta principal utilizada en este campo son los contratos de afiliación
de nuevas estaciones a la red, las cuales pasan a operar con la marca del mayorista
(estaciones abanderadas o afiliadas). Generalmente, los contratos establecen la
exclusividad en el abastecimiento de combustibles por el mayorista propietario de la
marca. Sin embargo, cuando el mayorista no tiene capacidad de asegurar un
abastecimiento continuo, por ejemplo a estaciones ubicadas en zonas más aisladas, el
minorista puede adquirir combustibles a otro mayorista. En algunos casos como
PECSA, los contratos tienen una duración variable, de 5, 10 o 15 años, la cual se
81 De acuerdo a la información disponible en el año 2005, de las 3346 estaciones registradas sólo el 35% formaban parte de alguna cadena (Távara y Ochoa 2006: 21)
104
determina como resultado de la negociación con el propietario de la estación. PECSA
prefiere contratos de duración más larga. De otro lado, la mayoría de los contratos de
PETROPERÚ tienen una duración de tres años, renovable por períodos adicionales.
Los funcionarios de PETROPERÚ comentaron que la expansión de su red de
estaciones se explica porque sus contratos son “más flexibles y atractivos” que los que
ofrecen otras empresas mayoristas. Como se indicó anteriormente, PECSA se
constituyó como cadena minorista a partir de la asociación de varias estaciones,
algunas de las cuales estaban descontentas frente a las restricciones de los contratos
ofrecidos por las cadenas de capitales transnacionales. La expansión de PECSA ha
sido también atribuida a la utilización de “contratos más flexibles”, que han facilitado la
afiliación de nuevas estaciones.
5.6 Localización y segmentación
Si bien REPSOL sostiene que no practica la discriminación de precios en sus
ventas al mercado mayorista, en el curso de las entrevistas se encontró evidencia de
otras prácticas comerciales, incluyendo descuentos por volumen en las ventas
mayoristas a las estaciones de servicio. Los funcionarios de PETROPERÚ señalaron
que los descuentos otorgados a las estaciones se determinan no solamente de
acuerdo al volumen de las transacciones, sino también teniendo en cuenta la
localización de cada estación de servicio.
Así, en los distritos “más competitivos” de la ciudad de Lima, como por ejemplo
San Juan de Lurigancho y San Juan de Miraflores, PETROPERÚ otorga descuentos
más altos en los precios mayoristas, a fin de que las estaciones localizadas en estas
zonas puedan sobrevivir a la competencia. De otro lado, los distritos con menor
competencia entre estaciones minoristas son aquellos en los cuales el valor de los
terrenos es mucho más alto. Además, en estos distritos frecuentemente existen
restricciones más exigentes derivadas de la zonificación municipal y de las presiones
de los vecinos, quienes frecuentemente se oponen a la construcción de nuevas
estaciones, todo lo cual eleva las barreras al ingreso de nuevos competidores en el
mercado minorista.
En este orden de ideas se aprecia cierta segmentación en el mercado
minorista. En efecto, como se explicará con mayor detalle en la sección siguiente al
presentar los resultados de las encuestas aplicadas en Lima, una elevada proporción
de las estaciones de la red de PRIMAX, y en menor medida también de la red
105
REPSOL-YPF, se localiza en los distritos con mayores niveles de ingreso. En
contraste las estaciones independientes, y en menor medida las estaciones de la red
de PETROPERÚ, se localizan en los distintos con menores ingresos.
En el caso de Lima, PECSA se ubica en una situación intermedia entre estos
dos extremos. El Gerente de esta empresa manifestó que los principales mercados de
la red de PECSA son los sectores de ingreso medio y bajo, aunque en el caso de otras
ciudades como Arequipa y Trujillo, entre otras, tienen una presencia importante en los
segmentos de ingreso más alto. La adquisición de la red de estaciones de TEXACO le
permitió a PECSA lograr cierta presencia en estos segmentos.
La intensidad de la competencia parece depender entonces del número y de la
localización específica de las estaciones de servicio, particularmente en lo que se
refiere a la cercanía y a las facilidades de acceso desde las principales rutas de
desplazamiento del parque automotor. El marco normativo vigente establece que las
estaciones están obligadas a colocar avisos visibles con los precios de sus productos,
a fin de facilitar a los consumidores el acceso a esta información. Esto incentiva a las
empresas a diferenciarse en otras dimensiones y a mejorar su atención a los clientes,
por ejemplo ofreciendo servicios complementarios, a fin de reducir la intensidad de la
competencia en precios. Al respecto los funcionarios de REPSOL-YPF comentaron
que los márgenes unitarios por la venta de estos servicios (tiendas de conveniencia,
reparación de neumáticos, lavado y cambio de aceite, cajeros bancarios, etc.) son
frecuentemente mayores que los márgenes que se obtienen en la venta de
combustibles. Sin embargo precisaron que, a diferencia de otros países como España
o Argentina, en el Perú las ventas de servicios complementarios son aún reducidas y
están aún por debajo de las ventas de combustibles.
106
5.7. Relaciones entre mayoristas y minoristas: resultados preliminares de la encuesta aplicada a estaciones de servicio en Lima Metropolitana
De acuerdo a lo señalado anteriormente, las estaciones de servicio pueden
clasificarse en las siguientes categorías82:
a) Red de gestión propia: el mayorista es dueño o arrendatario de la estación
de servicio y controla las operaciones directamente.
b) Concesión: el mayorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio,
la cual ha sido cedida a un minorista que la opera o administra en el marco
de un contrato.
c) Abanderados o afiliados: el minorista es dueño o arrendatario de la estación
de servicio, y opera con la marca o bandera del mayorista en el marco de
un contrato.
d) Blancos, independientes o no abanderados: el minorista es dueño o
arrendatario de la estación de servicio, y opera de manera independiente,
con marca o razón social propia.
La encuesta se aplicó en la ciudad de Lima durante los meses de noviembre y
diciembre del 2007. El número total de estaciones de servicio encuestadas fue de 277,
de las cuales 51 (18%) formaban parte de la red de gestión propia de los distintos
mayoristas y 9 (3%) operaban en el marco de una concesión. De otro lado, se
encontraron 74 (26%) estaciones abanderadas o afiliadas. Por último 143 estaciones
(51%), es decir la mayoría de los casos, fueron identificadas como estaciones
“blancas, independientes o no abanderadas” (Ver Tabla A2-2 del Anexo 2)
Luego de realizada la encuesta, se obtuvo que la mayoría de estaciones de
servicio de PRIMAX y REPSOL YPF forman parte de su red de gestión propia (50% y
37% respectivamente) o son estaciones afiliadas o abanderadas (45% y 49%
respectivamente), mientras que sólo un número comparativamente reducido son
estaciones entregadas en concesión (5% y 14% respectivamente). De otro lado,
PECSA, no tiene estaciones entregadas a concesión, lo cual puede explicarse por el 82 En la industria petrolera se suelen utilizar también definiciones inglesas para denominar las distintas formas contractuales utilizadas por las empresas mayoristas en sus relaciones con los establecimientos minoristas de combustibles. Así, las cuatro modalidades más conocidas de contratos son: a) COCO (company owned, company operated): la compañía petrolera es dueña de la estación de servicio y al mismo tiempo la opera, b) CODO (company owned, dealer operated): la empresa petrolera es dueña de la estación de servicio pero ésta es operada por un concesionario independiente de la empresa, c) DOCO (dealer owned, company operated): un tercer agente es dueño de la estación de servicio pero la operación corre por cuenta de la empresa mayorista, d) DODO (dealer owned, dealer operated): un tercer agente es propietario del establecimiento y al mismo tiempo lo opera.
107
origen de dicha empresa, que nace a partir de la unión de empresarios de estaciones
independientes quienes se integran verticalmente a la fase mayorista con el fin de
hacer frente a la competencia en el mercado. Los resultados de la encuesta confirman
que PETROPERÚ sólo tiene estaciones abanderadas o afiliadas. (Ver Tabla 53)83.
TABLA 53
Relación Comercial Mayorista – Estación de Servicio (Lima - 2007)
BanderaRed de Gestión propia
Concesión Abanderado o afiliado Total
0 0 13 130% 0% 100% 100%
19 7 25 5137% 14% 49% 100%
21 2 19 4250% 5% 45% 100%
10 0 16 2638% 0% 62% 100%
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
En términos generales los resultados de la encuesta confirman, tal como se
señaló en el primer informe, que las barreras a la entrada para instalar y operar
nuevas estaciones de servicio en el mercado minorista han sido comparativamente
reducidas. Aunque también es preciso destacar que en algunos distritos, sobre todo en
zonas residenciales, se observan barreras a la entrada de nuevos competidores,
debido principalmente al elevado costo de los terrenos, a las restricciones municipales
sobre zonificación y a la oposición de los vecinos a que se construyan nuevas
estaciones.
Uno de los resultados más importantes de la encuesta confirma la hipótesis de
segmentación del mercado asociada a la localización de los establecimientos. Para
confirmar esta hipótesis se llevó a cabo una clasificación de los 36 distritos en Lima
donde se aplicó la encuesta, tomando como referencia el Índice de Desarrollo Humano
(IDH) elaborado por el PNUD (2006). Los 12 distritos con un “Alto IDH” se encuentran
ubicados en el tercio superior del ranking, y son aquellos con un IDH mayor o igual a
0.738. Los 12 distritos con un “Medio IDH” tienen un IDH entre 0.7364 y 0.6988
83 Durante el análisis de la base de datos correspondiente a lo obtenido en la encuesta se encontraron dos estaciones de la empresa mayorista Petroamérica. Una de ellas se definió como red de gestión propia mientras otra se definió como abanderada. Sin embargo estas no se han incluido en el Tabla 53 pues el interés está en el análisis de las cadenas más grandes.
108
entras que los 12 distritos con un “Bajo IDH” son aquellos que tienen un IDH menor o
igual a 0.698784.
Tal como se muestra en la Tabla 54, las estaciones de servicio de las cadenas
mayoristas de PRIMAX y REPSOL YPF se encuentran ubicadas mayoritariamente en
los distritos con un “IDH Alto” e “IDH Medio”, de acuerdo a la clasificación descrita,
mientras que las estaciones de PETROPERÚ y las estaciones independientes están
“sobre representadas” en los distritos con un “IDH Bajo”.
TABLA 54
Distribución de Estaciones por grupos de distritos clasificados según el IDH85 (Lima - 2007)
3 6 8 118% 35% 47% 100%
17 24 11 5233% 46% 21% 100%
19 18 7 4443% 41% 16% 100%
8 10 9 230% 37% 33% 100%
15 53 69 13711% 39% 50% 100%
62 111 104 27722% 40% 38% 100%
Mayorista Total
Petroperú
Alto IDH Medio IDH Bajo IDH
Repsol
Primax
Pecsa
Total
Independientes/Otros
7
7
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
De otro lado, es necesario destacar que las estaciones de servicio privadas
como PRIMAX y REPSOL no sólo se encuentran ubicadas en los distritos de la capital
clasificados en el tercio superior del IDH sino que también tienen mayor capacidad de
almacenamiento de combustibles que otras estaciones de servicio. Esto nos permite
inferir que estaciones como PETROPERÚ y estaciones independientes tienen
mayores costos unitarios, pues no aprovechan las economías de escala. En efecto,
una mayor capacidad de almacenamiento puede facilitar el acceso a servicios de 84 De acuerdo con el PNUD, “el IDH mide el logro medio de un país en cuanto a tres dimensiones básicas del desarrollo humano: una vida larga y saludable, los conocimientos y un nivel decente de vida. Por cuanto se trata de un índice compuesto, el IDH se construye a partir de tres variables: la esperanza de vida al nacer, el logro educacional (alfabetización de adultos y la tasa bruta de matriculación primaria, secundaria y terciaria combinada) y el PIB real per cápita (PPA en dólares). El ingreso se considera en el IDH en representación de un nivel decente de vida y en reemplazo de todas las opciones humanas que no se reflejan en las otras dos dimensiones”. (www.desarrollohumano.org.ar) 85 Otra bandera refiere a las dos estaciones del mayorista Petroamérica. Estas estaciones fueron separadas de las independientes debido a que su inclusión originaría inconsistencias en el análisis de resultados. Asimismo, en las estaciones independientes se pudo detectar la existencia de pequeñas redes minoristas de estaciones de servicio como ABA SINGER (5), GRIFO DENNIS (5), GRIFOS ESPINOZA (4), LIVOMARKET (4) entre otras.
109
trasporte con fletes más reducidos, disminuye la frecuencia en el abastecimiento de
combustible y, en consecuencia, genera menores costos operativos86. (Ver Tabla 55).
TABLA 55 Tamaño, número de surtidores promedio y capacidad de almacenamiento según
marca de bandera
Bandera
Área promedio destinada al
establecimiento (m2/nº casos)
N° de surtidores y
dispensadores / nº de casos
Capacidad de almacenamiento
(glns/ nº de casos)
780 7.4 1918413 13 13
1490 8.0 2348848 51 51
1307 7.6 2561937 42 42
1030 8.5 2429624 26 26400 7 162502 2 2
761 6.9 14652132 143 143
1000 7.4 19071256 277 277
Total
Independientes
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
Otra bandera
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
Por otro lado, los resultados de la encuesta confirman que las empresas
mayoristas, como era de esperarse, operan sin controles verticales en sus relaciones
con las estaciones independientes (Ver Tabla 56). Sin embargo, se encontraron 20
casos (14%) de estaciones independientes que reportaron estar sujetas a algún
control vertical. En contraste, la mayoría de estaciones afiliadas operan con controles
verticales (74 casos – 89%; Ver Tabla 57). La principal modalidad de control vertical
ejercido por las empresas mayoristas en su relación con las estaciones que operan
con marca de bandera (afiliadas y concesiones) es la compra exclusiva del
combustible distribuido por el mayorista (73 casos). De otro lado, en el caso de las
estaciones independientes, las empresas abastecedoras les exigen principalmente la
firma de un contrato. (Ver Tablas A2-4, A2-5 y A2-6)
86 Asimismo, como se señaló en el primer informe, la inversión en las estaciones de servicio también se ha visto explicada por la oferta de servicios complementarios como cajeros automáticos, y otros servicios automotrices, así como también por la obligación de cumplir con nuevas normas de seguridad y regulaciones medio ambientales.
110
TABLA 56 Existencia de controles verticales en estaciones de
servicio independientes
Mayorista Abastecedor
Algún Control Vertical
Ningún Control Vertical
NS / NR Total
3 14 1718% 82%
2 18 2 229% 82% 9%
3 14 1718% 82%
3 17 2015% 85%
1 20 1 225% 91% 5%
8 32 1 4120% 78% 2%
2 2 450% 50%
20 117 6 14314% 82% 4% 100%
Otro
Mas de 1
Total
No precisa
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles
Elaboración: Propia
TABLA 57 Existencia de controles verticales en estaciones de
servicio concesionadas o abanderadas87
Mayorista Abastecedor
Algún Control Vertical
Ningún Control Vertical
No precisa Total
9 2 1 1275% 17% 8%
30 1 3197% 3%
21 21100%
12 3 1 1675% 19% 6%
1 114%
2 23%
74 7 2 8389% 8% 2% 100%
Otro
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
Mas de 1
Total
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
87 La encuesta 648 menciona que se abastece 90% Repsol y 10% otro; y la encuesta 2194 se abastece de PetroPerú y Repsol.
111
Asimismo, en la mayoría de los casos, las empresas mayoristas solo obtienen
ingresos derivados de los márgenes por sus ventas de combustibles a las estaciones
concesionadas o abanderadas. Sin embargo, en algunos casos las empresas
mayoristas Repsol y Primax reciben también un pago por el alquiler de sus
instalaciones, como se observa en la Tabla 5888.
TABLA 58
Fuentes de ingreso de los mayoristas en su relación con las estaciones que operan con marca de bandera – Número de Estaciones de Servicio89
Derecho Repsol Primax Pecsa Petroperú Otra Bandera* TotalEl distribuidor mayorista recibe un pago por
el alquiler de sus instalaciones 3 2 5
El distribuidor mayorista recibe un porcentaje de las ventas de combustibles
de la estación 4 3 7
El distribuidor mayorista recibe un pago fijo por el uso de su marca 3 2 1 6
El distribuidor mayorista solo obtiene ingresos por sus ventas mayoristas 17 12 13 12 1 55
Otra modalidad 2 2No precisa 5 3 2 1 11
Total 32 21 16 13 1 83*Este rubro comprende la estación afiliada de PetroaméricaFuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
Por último, llama la atención que no se observen diferencias con respecto al
agente que decide los precios al público en las estaciones, considerando las distintas
modalidades contractuales observadas. Como se aprecia en el cuadro 10, en la
mayoría de los casos es el propio administrador o propietario quien toma estas
decisiones, sin importar si la estación ha sido entregada en concesión, es abanderada
o afiliada, u opera de manera independiente.
Las modalidades contractuales no parecen afectar el rol del mayorista en este
terreno. Sin embargo, también hay un número significativo de estaciones (51) que
reportaron que los mayoristas sugieren los precios de venta. Sólo en 15 de las 226
estaciones en las que se respondió esta pregunta, las decisiones de precios fueron
atribuidas al mayorista. (Ver Tabla 59).
88 El caso presentado en Otra bandera corresponde a la estación abanderada de PetroAmérica. 89 La pregunta fuente de esta información solo fue desarrollada en el caso que la estación de servicio tuviera una relación comercial de tipo concesión o abanderada. Asimismo, es necesario mencionar que las respuestas a esta pregunta fueron múltiples, por lo que el número total de estaciones que respondieron, en la parte baja del cuadro, no concuerda con el número de respuestas dadas.
112
TABLA 59 Decisión sobre cambios en los precios según tipo de relación comercial
Bandera Lo decide el mayorista
Lo sugiere el mayorista pero
decide el administrador
Lo decide el administrador sin sugerencia del mayorista
Otro / No precisa Total
2 6 122% 67% 11% 100%
6 15 43 10 748% 20% 58% 14% 100%
9 34 86 14 146% 24% 60% 10% 100%
Total 15 51 135 25 226
Concesión
Abanderado o Afiliado
Otro/Independiente
9
3
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
De otro lado, se encontró que la mayoría de los usuarios (56%) no percibe
diferencias en los precios y afirma que ellos “son iguales en todas las estaciones”. Sin
embargo, como era de esperarse, el 25% de los usuarios de PRIMAX y REPSOL YPF
(29% y 25% respectivamente) respondieron que los precios eran más altos que en
otros establecimientos. Esto podría explicarse por el hecho de que una proporción
comparativamente elevada de las estaciones de servicio de PRIMAX y REPSOL YPF,
se encuentran ubicadas en distritos clasificados en el tercio superior del IDH, como se
señaló anteriormente. (Ver Tabla A2-7).
Una de las hipótesis importantes sobre la dimensión del mercado minorista es
la segmentación geográfica, a través de la creación de clusters de estaciones
alrededor de las principales arterias por las que fluye el tránsito vehicular. La
formación de estos clusters podría responder al hecho de que los consumidores
generalmente adquieren combustibles, en los establecimientos cercanos a las rutas
que conectan sus hogares y sus centros laborales.
La encuesta realizada confirma que la razón principal (31%) por la que los
usuarios deciden comprar combustible en una estación de servicio determinada es
precisamente la cercanía a sus casas u oficinas. También debe destacarse que los
usuarios de las estaciones que operan con marca de bandera señalaron, entre otras
razones importantes para la compra de combustible, la calidad del mismo (32%).
Mientras que en el caso de los usuarios encuestados en estaciones independientes,
otras razones son la calidad del combustible (13%), el menor precio (13%) y la calidad
de la atención (8%).
113
CAPITULO 6: ASIMETRÍAS EN LA RESPUESTA DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN EL PERÚ
6.1. Introducción y Breve Revisión de la Literatura
La formación de los precios de los combustibles derivados del petróleo ha
constituido uno de los tópicos medulares en las discusiones sobre economía
energética durante los últimos años en los países desarrollados (como Estados
Unidos, Canadá, Alemania, Holanda, e Inglaterra). La importancia del tema radica, en
primer lugar, en la alta dependencia en los combustibles que muestran estas
economías para sustentar sus actividades productivas y de consumo, lo cual las hace
vulnerables a las fluctuaciones de los precios internacionales del petróleo. En segundo
lugar, diversos estudios90 han mostrado evidencia sobre la presencia de condiciones
de competencia imperfecta en la distribución doméstica de los combustibles, lo cual
podría exacerbar los efectos de las fluctuaciones de los precios internacionales del
crudo al interior de estas economías.
En particular, se ha argumentado que las empresas distribuidoras ejercen su
poder de mercado no solamente para establecer precios que, en promedio, se
encuentran por encima de sus costos de operación, sino que inclusive, ante aumentos
en sus costos (por ejemplo, ante incrementos en los precios internacionales de los
combustibles), ajustan rápidamente sus precios hacia arriba, mientras que, ante
reducciones de sus costos, ajusta sus precios lentamente hacia abajo. El ejercicio de
este tipo de política de fijación de precios permitiría a las empresas en la cadena de
distribución obtener, de manera temporal, ganancias extraordinarias mayores a sus
beneficios promedio. La presencia de un ajuste de precios asimétrico entre los precios
del petróleo utilizado como insumo (precios de importación o precios de refinería) y los
precios minoristas es conocido en la literatura como el fenómeno de rockets and
feathers (Bacon, 1991)91.
La preocupación sobre la formación de los precios de los combustibles
constituye también un tema relevante en la agenda de los actores de la política
energética en Latinoamérica debido a que la mayoría de las economías de esta región
(con excepción de Venezuela, Bolivia, Ecuador, que constituyen grandes exportadores
netos de hidrocarburos tal como se señala en el capítulo 3) dependen de las
90 Véase por ejemplo Borenstein, Cameron y Gilbert (1997); Balke, Brown y Yucel (1998); Bacon (1991); Bettendorf, Van der Geest y Varkevisser (2003); Eckert (2002); así como Kirchgässner and Kübler (1992). 91 El anglisismo hace referencia a la analogía que existiría entre velocidad de los incrementos y descensos de los precios minoristas ante cambios de los precios en las etapas superiores de la cadena de distribución, y la velocidad con la que un cohete asciende al espacio y con la que una pluma desciende desde el cielo al suelo.
114
importaciones de crudo para producir productos refinados, por lo cual se ven
expuestas a las variaciones de los precios internacionales del petróleo y a las
disrupciones de oferta que se suscitan en el mercado internacional del crudo. En vista
de ello, algunos gobiernos han implementado diversos mecanismos de atenuación de
la volatilidad de los precios del crudo tales como los fondos de estabilización de
precios, anuncio de precios referenciales, o esquemas de regulación de precios
internos92. Sin embargo, el estudio del fenómeno de la asimetría en la transmisión de
los precios a lo largo de la cadena de distribución de los combustibles ha sido un
fenómeno poco estudiado en la región. Se ha podido identificar sólo tres estudios
sobre el particular para el caso de Chile, Argentina, y Perú.
El estudio de Balmaceda y Soruco (2005) analiza el efecto asimétrico en el
traspaso del precio de la gasolina de 93 octanos desde la refinería de Con-Cón
(administrada por ENAP) hacia las estaciones de servicio en la ciudad de Santiago de
Chile. Los autores, utilizando la información recopilada por el Servicio Nacional del
Consumidor sobre el precio de la gasolina para una muestra de 50 estaciones de
servicio, así como la información sobre los precios de refinería, analizan el patrón
asimétrico en la respuesta de los precios de las estaciones de servicio ante
variaciones de los precios de refinería utilizando un modelo de corrección de errores
(ECM93 por sus siglas en inglés). La muestra utilizada por los autores comprende las
semanas entre marzo del 2001 y agosto del 2004.
Los resultados muestran que, en el largo plazo, existe un coeficiente de
transmisión único. No obstante, en el corto plazo existe asimetría en la transmisión de
las señales de precios. Las estimaciones muestran que ante un aumento en el precio
de refinería de $1 por litro, las estaciones suben su precio en US$ 1.04 en la primera
semana, mientras que frente a una caída de US$ 1, las estaciones de servicio reducen
su precio en $0.93. El efecto asimetría resulta significativo durante las 20 semanas
que tardan los precios en ajustarse a su equilibrio. La pérdida del consumidor para el
caso de mercado de Santiago asciende a US$ 0.11 por litro.
Por otro lado, Mercuri (2001) lleva a cabo una investigación sobre el fenómeno
de asimetría para el caso argentino. Empleado un ECM para el período comprendido
entre enero de 1993 y marzo del 2001, el autor analiza el efecto asimétrico en la
transmisión de las variaciones del marcador WTI (precio de referencia para el crudo
92 Véase Gallardo, Vásquez y Bendezú (2005), los cuales presentan un análisis de las políticas de estabilización de precios de los combustibles y de regulación aplicadas en algunos países de Sudamérica. 93 Una innovación introducida por los autores en la investigación es la utilización de técnicas de análisis de datos de panel aplicadas al análisis de series de tiempo no estacionarias para una sección transversal de varias estaciones de servicio.
115
del Golfo de México, el cual es utilizado en Sudamérica como marcador internacional)
y los precios promedio de dos combustibles en las estaciones de servicios de la ciudad
de Buenos Aires: la nafta súper (gasolina de alto octanaje) y el gasoil. Siguiendo lo
establecido por Borenstein, Cameron y Gilbert (1997), el autor calcula las funciones
acumulativas de ajuste para los dos combustibles mencionados, las cuales permiten
observar cómo es que responde cada combustible ante cambios (aumentos y
descensos) en el precio del crudo.
El autor concluye que los precios de los combustibles en Argentina reaccionan
en mayor magnitud y a mayor velocidad ante aumentos en el precio del crudo que ante
descensos en el mismo. Asimismo, el autor encuentra evidencia que la asimetría en la
respuesta de los precios de los combustibles ante cambios en el precio del crudo es
costosa para el consumidor. Ante un incremento de US$ 1 centavo por litro en el
precio del crudo, se encuentra que el consumidor argentino pierde US$ 0.44 centavos
debido al fenómeno de la asimetría. El autor concluye que el comportamiento de los
precios de los combustibles en Argentina pareciera ser consistente con el de un
mercado no competitivo, aunque el autor no realiza análisis adicional alguno para
validar esta hipótesis.
Finalmente, Vásquez (2005) lleva a cabo una investigación sobre el fenómeno
de rockets and feathers para el caso del mercado de Diesel 2 en el Perú. A diferencia
de los estudios citados anteriormente, el autor lleva a cabo un análisis diferenciado
sobre el efecto asimétrico en dos eslabones de la cadena de distribución de
combustibles: a) mercado internacional – mercado mayorista, y b) mercado mayorista
– mercado minorista. El autor utiliza información mensual sobre los precios mayoristas
y minoristas (precios al consumidor) del Diesel 2 (los cuales constituyen precios
promedio a nivel nacional), así como la serie mensual del marcador WTI para el
período comprendido entre enero de 1996 y enero del 2003.
Utilizando un modelo ECM para cada segmento, el autor encuentra evidencia
significativa de la presencia de asimetrías en la transmisión de los precios del Diesel 2
tanto en el segmento mercado internacional – mercado mayorista como en el
segmento mercado mayorista – mercado minorista. Mediante un análisis de respuesta
a impulsos, el autor muestra que ante un incremento de 1% en el precio mayorista, el
precio minorista asciende en 1.31% al cabo de 5 meses, mientas que ante una
reducción de 1% en el mismo precio, el precio minorista desciende en 1.09% luego de
5 meses. Por otro lado, ante un incremento de 1% en el precio internacional, el precio
mayorista aumenta en 1.1% al cabo de 5 meses. Sin embargo ante una reducción de
1% en el precio internacional, el precio minorista se reduce sólo en 0.7% luego de 5
116
meses. Los resultados del análisis econométrico señalan que las fuentes de asimetría
provendrían de ambos segmentos de la industria petrolera en el Perú. En este sentido,
los factores asociados a la organización industrial de la distribución mayorista y
minorista en la cadena de comercialización del diesel 2 podrían explicar las diferencias
en la respuesta del precio final ante incrementos o reducciones en los precios en
etapas o actividades de la cadena.
Una limitación que muestran los 3 estudios está relacionada al alcance regional
del ámbito de análisis. Tanto el estudio de Balmaceda y Soruco (2005) como el trabajo
de Mercuri (2001) evalúan la presencia del fenómeno rockets and feathers en el
ámbito de las capitales de Chile y Argentina respectivamente. Ambos estudios toman
los precios de una muestra de estaciones de servicio ubicadas en las zonas urbanas.
Los trabajos no señalan si la muestra utilizada resulta ser representativa en el espacio
geográfico. En el caso del trabajo de Mercuri (2001) se señala que los datos de
precios han sido tomados de las facturas de “3” estaciones de servicio de la empresa
Shell, hecho que limita en gran medida el alcance de las conclusiones del estudio. Por
lo tanto, los hallazgos de ambos estudios sólo son válidos para las áreas geográficas
cubiertas por los mismos, lo cual impide que sus resultados puedan extrapolarse a
nivel nacional. Por otro lado, en el caso del trabajo de Vásquez (2005), su alcance es a
nivel agregado para el caso del mercado del Diesel 2 debido a que analiza las series
de precios promedio a nivel nacional.
En este contexto, el principal objetivo de este estudio es medir el grado de
ajuste en los precios de los combustibles ante cambios en los precios internacionales,
así como evaluar la existencia de eventuales asimetrías en los ajustes de los precios
minoristas (efecto rockets and feathers) en doce departamentos del Perú para el
período comprendido entre febrero del 2003 y mayo del 2007. En particular, se
analizará la presencia de asimetrías en el proceso de ajuste de los precios al
consumidor de la gasolina de 84 y 90 octanos, así como el diesel 2, frente a
variaciones en el principal costo que afronta la cadena de producción y
comercialización de estos combustibles, que es el precio internacional de los
hidrocarburos, medido a través de los precios de paridad de importación. Un segundo
objetivo de este capítulo es medir la magnitud de las potenciales pérdidas que pueden
estar afrontando los consumidores de combustibles en las regiones del Perú debido al
fenómeno de la respuesta asimétrica de los precios al consumidor ante variaciones de
los precios internacionales.
El alcance de ambos objetivos permitirá superar las limitaciones observadas en
la literatura sobre el fenómeno de ajuste asimétrico en los precios de combustibles
117
dado que la cobertura geográfica de la presente investigación se extenderá a los
departamentos con mayor peso económico por dominio geográfico (costa, sierra, y
selva) en Perú. En este sentido, los resultados de la investigación pueden ser
extrapolados a nivel nacional, lo cual permitirá validar las recomendaciones de política
en el ámbito regional.
Con el propósito de alcanzar estos objetivos, el capítulo se divide de la
siguiente manera. La Sección 6.2 describe la metodología econométrica que se
empleará para realizar el análisis en el grado de ajuste de los precios minoristas
regionales ante cambios en los precios internacionales, así como el efecto asimétrico
que se presenta en el proceso de transmisión. La Sección 6.3 describe las fuentes
estadísticas y la base de datos utilizada en el estudio. La Sección 6.4 y 6.5 presenta
los resultados del análisis econométrico aplicado en la medición del efecto rockets and
feathers en cada mercado regional, mientras que la Sección 6.6 presenta los
resultados de la estimación de las pérdidas que asumirían los consumidores debido a
la presencia de las asimetrías en el ajuste de los precios de los combustibles en cada
localidad estudiada. Por último, en la Sección 6.7 se presentan las conclusiones y
comentarios finales.
6.2. Marco Conceptual, Enfoque Econométrico y Metodología 6.2.1. Marco Econométrico
El modelo econométrico que se utilizará para medir el grado de ajuste en los
precios de los combustibles ante cambios en los precios internacionales de los
hidrocarburos está basado en los trabajos de Borenstein et al. (1997), Balke et al.
(1998), Verlinda (2005) y Vásquez (2005), los cuales emplean modelos de corrección
de errores (ECM) para medir el efecto asimétrico en la transmisión de los precios de
los combustibles. En general, la ecuación que describe la formación de los precios en
el mercado doméstico peruano es expresada mediante una especificación ARDL
(autoregressive distributed lag94) de la siguiente manera:
−= == + + + +−∑ ∑0 1
n md ut i t ii j
P α wt β P θ P εdj t j t
(6.1)
94 Véase Greene (2002), Capítulo 19, para mayores detalles sobre los modelos ARDL.
118
donde es el precio del combustible cobrado al consumidor doméstico final en el
período “t” (que representa el precio downstream – río abajo o precio minorista),
es el precio internacional del combustible (medido mediante el precio de paridad
de importación que constituye el precio upstream – río arriba) en el período “t-i” y t es
una variable de tendencia. La incorporación de esta última variable tiene por objeto
garantizar que los resultados del análisis no se encuentren afectados por la omisión de
efectos de tendencia omitidos, lo cual resulta relevante para esta investigación dado
que las series de precios que serán utilizadas están expresadas en términos
nominales, viéndose afectadas por la inflación.
dtP
−u
t iP
La ecuación (6.1) permite modelar el proceso de formación de los precios
domésticos en función de las fluctuaciones de corto plazo en el nivel de precios al
consumidor del combustible y sus costos (aproximados mediante los precios
internacionales) en períodos pasados. Esta especificación guarda consistencia con la
estructura de la industria de refinación y la organización de la distribución de los
hidrocarburos en el Perú que ha sido descrita en la primera parte de este documento,
puesto que refleja una configuración donde las refinerías “río arriba” toman el precio de
paridad de importación como referente para determinar su política de precios en el
mercado doméstico, la cual es luego transmitida por los comercializadores mayoristas
y minoristas a lo largo de la cadena de distribución “río abajo”, hacia los consumidores
finales. En este sentido, la especificación ARDL toma en consideración el hecho de
que la industria de combustibles en el Perú es tomadora de precios en el mercado
internacional y que las variaciones de precios en el segmento “río arriba” de la
industria se transmiten mediante la cadena de distribución y comercialización hacia el
consumidor final.
El Gráfico 8 ilustra la estructura industrial y la dirección de la transmisión de las
variaciones de los precios que se forman en el segmento “río arriba” hacia el segmento
“río abajo” de la cadena de comercialización de combustibles, las cuales son tomadas
en cuenta por el modelo.
No obstante, la especificación ARDL no permite evaluar la relación de largo
plazo que puede existir entre los precios domésticos e internacionales si aquellos
presentan un comportamiento no estacionario. Si los precios presentan una raíz
unitaria y si ambos mantienen una relación de largo plazo, lo que significa que los
precios guardan una relación de cointegración, el modelo ARDL en niveles no
identifica los coeficientes de la variable que mide los costos separadamente, debido a
la presencia de una relación espuria entre los regresores (Granger y Newbold, 1974).
119
Por otro lado, los regresores y el término de error bajo este escenario estarán
correlacionados, lo cual hace que la estimación utilizando el método tradicional de
mínimos cuadrados ordinarios genere resultados no deseables en términos
estadísticos.
GRAFICO 8 Estructura Industrial y Transmisión de Precios
asumidas en el modelo ARDL
Refinerías
Flujo de Petróleo (nacional o importado)
Combustible Importado
utP
Mayoristas
Minoristas dtP
RIO ARRIBA
RIO ABAJO
Elaboración: Propia.
No obstante, es posible resolver estos problemas mediante la aplicación del
teorema de representación de Engle y Granger (1987), el cual establece que si las
series de precios y costos de los combustibles se encuentran cointegradas, la
ecuación (6.1) puede ser reparametrizada con una especificación que permita
controlar el problema del comportamiento no estacionario de las series. En particular,
la reparametrización se realiza utilizando las siguientes identidades: −= − 1∆ u ut t tP P Pu
d
u
dt
−
y . La nueva especificación implica transformar un modelo en niveles
en uno en primeras diferencias, mediante la sustitución de por y
por en la ecuación (6.1). Realizando algunas manipulaciones algebraicas
se obtiene el siguiente modelo de corrección de errores de repuesta simétrica:
−= − 1∆ d dt t tP P P
dtP −+ 1∆ u
t tP P utP
−+ 1∆ dtP P
− − −= == + − − − + + +∑ ∑1 1 2 3 3 1 0 1
ˆ ˆˆ ˆ ˆ ˆ∆ ( ) ∆ ∆n md d d u dt t t i t i j t ji j
P α δ P α α t α P β P θ P εt (6.2)
La ecuación (6.2) agrupa las variables en niveles en un término de corrección
de error que representa el equilibrio de largo plazo:
120
(6.3) 1 1 2 3 4ˆ ˆ ˆdt t te P α α t α P− −= − − − 1
d−
El ECM permite analizar simultáneamente tanto la relación de corto plazo como
también la de largo plazo que están presentes en las series de precios. Los
parámetros de las diferencias del precio de paridad de importación, , representan el
efecto del ajuste de corto plazo en los precios al consumidor ante un cambio en el
precio internacional del combustible, mientras que los parámetros
ˆiβ
ˆjθ miden las
respuestas de corto plazo en el precio al consumidor ante variaciones pasadas de sí
mismo. El término de corrección de error et-1 puede ser interpretado como la
desviación retardada en un período del precio al consumidor con respecto a su nivel
de equilibrio de largo plazo, el cual está definido por el precio de paridad de
importación y la tendencia temporal “t”. Los coeficientes del término de corrección
de errores surgen de una regresión simple entre el precio al consumidor y el precio de
paridad de importación. se define como el término constante de la ecuación,
mide el efecto de tendencia en la relación entre los precios, y mide la respuesta
de largo plazo de los precios al consumidor a los cambios en el precio de paridad de
importación
utP
2α̂
3α̂ 4α̂
95.
El coeficiente δ mide la fracción de la desviación entre el equilibrio de corto y
largo plazo que se corrige cada mes. Por ejemplo, cuando los precios al consumidor
exceden al precio de paridad de importación en una magnitud mayor a su nivel de
largo plazo, se espera que se produzca una presión del precio hacia abajo hasta que
se alcance el equilibrio de largo plazo, y por lo tanto el margen de largo plazo. En este
sentido, el parámetro cuantifica la velocidad de ajuste del sistema de precios a su nivel
de equilibrio de largo plazo. Para que se produzca el ajuste, δ debe ser negativo. La
convergencia al equilibrio es más rápida en la medida en que δ tiende a -1. Un valor
positivo sería consistente con un sistema en permanente desequilibrio, bajo el cual los
precios no convergerían ni en el corto ni en el largo plazo a un nivel de equilibrio. Este
tipo de resultado no sería consistente con el hecho observado en los mercados de
combustibles, donde se observan precios que convergen a valores de equilibrio luego
de que ocurren eventos exógenos que alteran los mercados (Bacon, 1991).
95 De acuerdo a Balmaceda y Soruco (2005), bajo el supuesto que la función de producción que modela el proceso de comercialización de combustibles a nivel minorista es de proporciones fijas y los factores productivos para realizar la comercialización se emplean en la misma proporción, el valor de este coeficiente dependerá de la elasticidad precio de la demanda por combustibles y de la intensidad de la competencia perfecta. En particular α4 será igual a 1 en el caso de competencia perfecta bajo este escenario.
121
De acuerdo con Engle y Granger (1987), los parámetros de la ecuación (6.3)
pueden ser estimados utilizando el método de mínimos cuadrados ordinarios en una
primera etapa debido a que aquellos serán superconsistentes si es que tanto y
presentan raíces unitarias y se encuentran cointegradas. Asimismo, los coeficientes de
la ecuación en diferencias (6.2) pueden ser estimados utilizando el método de mínimos
cuadrados ordinarios, debido a que los precios en primeras en diferencias son
estacionarios, lo cual garantiza que los resultados de la estimación sean no espurios
(Granger and Newbold, 1974). Bajo este escenario, es posible utilizar pruebas de Wald
para evaluar la significancia estadística de los coeficientes y formular pruebas de
hipótesis.
utP d
tP
6.2.2. Modelo con Respuesta Asimétrica
El modelo anterior supone que la respuesta del precio al consumidor (precio
minorista) es la misma si el precio de paridad de importación sube o baja. Sin
embargo, este modelo no es consistente con al evidencia empírica internacional
discutida en breve en la Sección 1, puesto que se observa que los comercializadores
minoristas de combustibles suelen responder de un modo diferente ante los
incrementos que frente a las reducciones de los precios “río arriba”. Con el objeto de
evaluar la existencia de un comportamiento asimétrico en la respuesta de los precios
minoristas de los combustibles ante variaciones en los precios de paridad de
importación, se generaliza la ecuación (6.2) siguiendo lo establecido por Borenstein et.
al. (1997) con el objeto de distinguir entre cambios positivos (incrementos) y cambios
negativos (reducciones) en el precio de paridad de importación (el precio “río arriba”).
La especificación propuesta es la siguiente:
1 1 2 3 3 1 0 0 1ˆ ˆ ˆˆ ˆ ˆ ˆ∆ ( ) ∆ ∆ ∆n n md d d u u d
t t t i t i i t i j t ji i jP α δ P α α t α P β IP β RP θ P ε+ −
− − − −= = == + − − − + + + + t−∑ ∑ ∑ (6.4)
donde representa las variaciones positivas y las variaciones negativas
del precio de paridad de importación
∆ utIP ∆ u
tRP96 en el período “t”. La ecuación (2.4) permite
evaluar la “magnitud” de la asimetría en la respuesta de los precios minoristas. Los
coeficientes ˆjβ+ miden el efecto diferenciado de un incremento en el precio de paridad
de importación en el precio minorista. En contraste, los coeficientes ˆjβ− miden el
96 Formalmente: ∆ y ∆ . max{0,∆ }u u
t tIP P= min{0,∆ }u ut tRP P=
122
efecto diferenciado de una reducción en el precio de paridad de importación en el
precio minorista. El contraste de la hipótesis nula de simetría en la transmisión de las
variaciones del precio de paridad hacia el precio minorista, con la hipótesis alternativa
de asimetría, se evalúa mediante una prueba de nulidad de los parámetros:
1ˆ ˆ ˆ ˆ: , 0 . : , 0o j j j jH β β vs H β β− + − += ≠ (6.5)
Otra herramienta que se utiliza en la literatura para estudiar la existencia de
asimetrías son las funciones de respuesta a impulsos (IRF por sus siglas en inglés). La
IRF mide el cambio estimado en el precio minorista en el período “t+i” después de un
cambio en S/. 1 por una sola vez en el precio internacional ocurrido en el período “t”.
La IRF se denota como cuando se mide el efecto de un incremento en el precio de
paridad de importación y cuando se mide el efecto de una reducción del precio de
paridad internacional
t iF ++
t iF −+
97. Es posible calcular las funciones de respuesta acumulada a
impulsos, mediante la suma acumulada de las funciones t iF ++ y t iF −
+ respectivamente:
1 1
2 1 2
3 1 2 3
1
TT tt
A F
A F F
A F F F
A F
+ +
+ + +
+ + +
+ +=
=
= +
= + +
= ∑M M
+
1 1
2 1 2
3 1 2 3
1
TT tt
A F
A F F
A F F F
A F
− −
− − −
− − −
− −=
=
= +
= + +
= ∑M M
−
El efecto asimétrico será significativo si las IRF acumuladas t iA+
+ y t iA−+ difieren
entre sí98. 6.2.3. Estimando los costos incurridos por los consumidores frente a la asimetría
Si la hipótesis sobre la presencia de un patrón de respuesta asimétrica en los
precios minoristas de los combustibles ante cambios en sus precios internacionales es
válida para el caso peruano, resulta relevante para los propósitos de este estudio
estimar los costos incurridos por los consumidores peruanos debido a la existencia de
97 Nótese que las IRF son funciones no lineales de los parámetros de la ecuación (2.4) debido a la existencia del término de corrección de errores. Consúltese Borenstein et al. (1997) para mayores detalles sobre este tipo de fucnciones. 98 El Método Delta será utilizado para estimar los intervalos de confianza de las funciones de respuesta a impulsos acumuladas. Los intervalos de confianza permitirán evaluar la significancia estadística de estas funciones.
123
este patrón. Siguiendo el enfoque propuesto por Borenstein et. al. (1997), el costo que
asumirían los consumidores debido a la existencia del fenómeno de la asimetría se
puede medir aproximadamente mediante la integral de la diferencia entre las dos IRF
acumuladas de ajuste:
0
Costo para el Consumidor = ( )n
i ii
A A di+ −
=
−∫ (6.6)
Si se considera una aproximación lineal a esta función, el costo constituye
simplemente la diferencia entre las áreas bajo las IRF acumuladas durante el período
de evaluación del efecto asimétrico (t = 0, t = 1, … t = n).
6.2.4. Ámbito del Estudio
Con el objeto de estudiar el fenómeno rockets and feathers en los mercados de
combustibles líquidos en el Perú, en este estudio se consideró conveniente analizar la
presencia del efecto asimétrico en la transmisión de los precios en diferentes
localidades del país, en vez de focalizar el análisis (tal como hacen la mayoría de los
estudios internacionales sobre la materia) en una sola ciudad, en una sola región, o en
el país como un todo. Esta aproximación es conveniente puesto que permite evaluar
las particularidades del fenómeno de la asimetría que se pueden presentar en cada
región. Asimismo, el enfoque permite evitar el sesgo de agregación que se genera
cuando se utilizan series agregadas de precios a nivel nacional. Otra ventaja de esta
aproximación es que permite evaluar el costo que asumen los consumidores en cada
mercado regional debido al fenómeno de la asimetría. Finalmente, la cobertura
geográfica del estudio permitirá extender los resultados del análisis al ámbito nacional.
El estudio analizará el fenómeno de la asimetría en la transmisión de las
variaciones de los precios de los combustibles en 12 departamentos del país: Ancash,
Arequipa, Cajamarca, La Libertad, Ica, Junín, La Libertad, Lima, Iquitos, Piura, San
Martín, y Ucayali. La selección de estas regiones responde al hecho que en ellas se
concentra gran parte de la actividad económica del país (turismo, pesca, minería,
manufactura, y comercio), y se aglomera gran parte de la población del Perú, hechos
que hacen que estas regiones sean mercados relevantes para la medición del efecto
asimétrico. Asimismo, los departamentos seleccionados se localizan en las tres
124
regiones naturales del país99, lo cual permite contar con una buena cobertura
geográfica a nivel nacional. Por otro lado, se analizarán en este estudio los precios de
los principales combustibles líquidos comercializados a nivel nacional: gasolina de 84
octanos, gasolina de 90 octanos, y diesel 2.
6.2.5. Metodología
La metodología de análisis empírico que se utilizará en este estudio comprende
los siguientes pasos. En primer lugar, se realizará un análisis descriptivo de las series
de precios minoristas y los precios de paridad de importación mediante el uso de
gráficos, estadísticos descriptivos, y el cálculo de coeficientes de correlación. Ello
permitirá caracterizar el comportamiento de las series de precios y evaluar
preliminarmente la existencia de algún tipo de asociación entre las variables. En
segundo lugar, se evaluará la estacionariedad de las series de precios mediante el uso
de la prueba de raíz unitaria DF-GLS propuesta por Elliot, Rothenberg y Stock (1996).
De existir evidencia sobre el comportamiento no estacionario de las series, se
procederá a evaluar la existencia de una relación de largo plazo entre las series de
precios minoristas y los precios de paridad de importación, mediante la prueba de
cointegración bivariada propuesta por Engle y Granger (1987). La ecuación de
cointegración a estimar es la siguiente:
2 3 4d
tP α α t α P edt t= + + + (6.7)
Si el término de error de esta expresión et resulta estacionario, puede concluirse, de
acuerdo a los autores, que las series de precios se encuentran cointegradas (es decir,
mantienen una relación de largo plazo alrededor de la tendencia). Luego, para cada
tipo de combustible y para cada mercado regional se procederá a estimar la ecuación
(6.4) en dos etapas.
En primer lugar, se estimará mediante Mínimos Cuadrados Ordinarios la
ecuación (6.3) para estimar el término de corrección de error, y luego se estimará la
ecuación (6.4) utilizando el estimador del término de corrección obtenido en la primera
etapa. Una vez estimado el modelo, se procederá a evaluar las hipótesis planteadas
en la expresión (6.5), con el objeto de determinar la presencia del fenómeno rockets
99 a) Región Costa: Lima, Piura, Ica, y La Libertad; b) Región Sierra: Ancash, Arequipa, Cajamarca, Cusco, y Huancayo; c) Región Selva: Iquitos, San Martín, y Ucayali.
125
and feathers en cada departamento analizado. Posteriormente, se estimarán las
funciones acumuladas de respuesta a impulsos para evaluar la significancia de la
magnitud de las asimetrías en la respuesta de los precios minoristas en cada mercado
regional, según tipo de combustible. Finalmente, se procederá a estimar las pérdidas
asumidas por los consumidores en cada mercado regional debido al fenómeno de la
asimetría.
6.3. Bases de Datos y Análisis Descriptivo 6.3.2. Datos Estadísticos
La información utilizada en este estudio consiste en los precios al consumidor y
los precios de paridad de importación de las gasolinas de 84 y 90 octanos, así como
del diesel 2. El precio al consumidor constituye una variable proxy del precio minorista
del combustible, mientras que el precio de paridad de importación representa una
variable proxy del precio internacional en el segmento “río arriba” de la industria de
hidrocarburos peruana (refinación y comercialización mayorista). La frecuencia de los
datos es mensual y comprende el período transcurrido entre el mes de febrero del
2003 y el mes de mayo del 2007.
La información de precios al consumidor proviene de dos fuentes. La primera
proviene del Sistema de Control de Ordenes de Pedido y el Sistema FACILITO (SCOP
- FACILITO) que administra el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y
Minería (OSINERGMIN). El sistema SCOP – FACILITO recopila información de
precios de lista de los combustibles líquidos que cobran las estaciones de servicio a
los consumidores a nivel nacional. La Gerencia de Hidrocarburos Líquidos del
OSINERGMIN publica en su portal corporativo los precios promedio de los
combustibles por departamento100 desde noviembre del 2005 (fecha en que empezó a
funcionar el sistema SCOP – FACILITO) hasta diciembre del 2007. Para completar las
series de precios, se utilizaron los índices de precios al consumidor de los
combustibles de las regiones seleccionadas que son publicados por el Instituto
Nacional de Estadística e Informática (INEI) en su portal de Internet101. El uso de estos
precios es una medida apropiada de los precios al consumidor, lo cual resulta
100 http://www.osinerg.gob.pe/osinerg/hidro/boletinPrecios.htm 101 http://iinei.inei.gob.pe/iinei/indices/ . Debe precisarse que los índices de precios regionales calculados por el INEI corresponden a las capitales de los departamentos.
126
conveniente para medir las pérdidas que asumen los consumidores, valoradas a los
precios finales que ellos pagan por galón de combustible.
En relación a los datos sobre los precios de paridad de importación de los
combustibles seleccionados, aquellos se tomaron de las publicaciones de la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN sobre los precios referenciales, las
cuales se encuentran disponibles en su portal de Internet102.
6.3.3. Análisis Descriptivo de los Datos
Los siguientes gráficos muestran la evolución de las series de precios
minoristas y los precios de paridad de importación por tipo de combustible y por región
geográfica. Los estadísticos descriptivos de las series de precios utilizadas en el
estudio se muestran en el Anexo 3.
El análisis descriptivo de los datos muestra que las series de precios de los
combustibles muestran una marcada asociación a través del tiempo. La tendencia de
estos precios es creciente durante el período de estudio. Como puede observase en
los gráficos, la evolución de los precios minoristas de los combustibles en cada región
sigue en cierta medida el patrón de los precios de paridad de importación, aunque se
observan algunas diferencias en el comportamiento de los precios por tipo de
combustible y por región. Esta observación sugeriría que los precios minoristas
regionales de los combustibles en el Perú serían influenciados de manera significativa
por las variaciones de los precios internacionales. En este sentido, los cambios en los
precios de paridad se transmitirían en un solo sentido, río abajo, en la cadena de
comercialización de hidrocarburos.
102 http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm. De acuerdo al OSINERMIN, los Precios de Referencia (PR) de los Combustibles Líquidos determinados por el OSINERGMIN, cuya metodología de cálculo se describe en el citado procedimiento, tienen como base conceptual lo siguiente: a) Representan costos de eficiencia para la sociedad, b) Es el costo de oportunidad que la sociedad tendría que pagar para adquirir un combustible en el mercado externo que satisface las exigencias impuestas a los combustibles nacionales (importación eficiente), c) Introduce las eficiencias que se obtendrían en un Mercado Competitivo.
127
GRAFICO 9 Precios del Diesel 2 en las Regiones de la Costa
0
2
4
6
8
10
12
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03
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-03
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03
Nov
-03
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04
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-04
Aug-
04
Nov
-04
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05
May
-05
Aug-
05
Nov
-05
Feb-
06
May
-06
Aug-
06
Nov
-06
Feb-
07
May
-07
Sol
es /
Gal
ón
Ica La Libertad Lima Piura PR1
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
GRAFICO 10 Precios del Diesel 2 en las Regiones de la Sierra
0
2
4
6
8
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Feb-03
May-03
Aug-03
Nov-03
Feb-04
May-04
Aug-04
Nov-04
Feb-05
May-05
Aug-05
Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
Ancash PR1 Arequipa Cajamarca Cusco Junín
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
128
GRAFICO 11 Precios del Diesel 2 en las Regiones de la Selva
0
2
4
6
8
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Feb-03
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Aug-03
Nov-03
Feb-04
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Aug-04
Nov-04
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May-05
Aug-05
Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
PR1 Loreto San Martín Ucayali
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
GRAFICO 12 Precios de la Gasolina de 84 octanos en las Regiones de la Costa
0
2
4
6
8
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May
-03
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03
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-04
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-04
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05
May
-05
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05
Nov
-05
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May
-06
Aug-
06
Nov
-06
Feb-
07
May
-07
Sol
es /
Gal
ón
Ica La Libertad Lima Piura PR1
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
129
GRAFICO 13 Precios de la Gasolina de 84 octanos en las Regiones de la Sierra
0
2
4
6
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Feb-03
May-03
Aug-03
Nov-03
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May-04
Aug-04
Nov-04
Feb-05
May-05
Aug-05
Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
Ancash PR1 Arequipa Cajamarca Cusco Junín
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
GRAFICO 14 Precios de la Gasolina de 84 octanos en las Regiones de la Selva
0
2
4
6
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Feb-03
May-03
Aug-03
Nov-03
Feb-04
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Nov-04
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May-05
Aug-05
Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
PR1 Loreto San Martín Ucayali
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
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GRAFICO 15 Precios de la Gasolina de 90 octanos en las Regiones de la Costa
0
2
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-03
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-04
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-05
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Nov
-06
Feb-
07
May
-07
Sol
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Gal
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Ica La Libertad Lima Piura PR1
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
GRAFICO 16
Precios de la Gasolina de 90 octanos en las Regiones de la Sierra
0
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Feb-03
May-03
Aug-03
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May-05
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Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
Ancash PR1 Arequipa Cajamarca Cusco Junín
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
131
GRAFICO 17 Precios de la Gasolina de 90 octanos en las Regiones de la Selva
0.00
2.00
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12.00
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Feb-03
May-03
Aug-03
Nov-03
Feb-04
May-04
Aug-04
Nov-04
Feb-05
May-05
Aug-05
Nov-05
Feb-06
May-06
Aug-06
Nov-06
Feb-07
May-07
Sol
es /
Gal
ón
PR1 Loreto San Martín Ucayali
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
La fuerte asociación entre los precios es corroborada por las correlaciones
entre ellos, las cuales resultan elevadas tanto para el caso de las series en niveles
como en el caso de las series en primeras diferencias (las cuales miden las
variaciones de los precios por mes). Véase la Tabla 60.
TABLA 60 Correlaciones entre los Precios Minoristas y los Precios de Paridad de Importación*
Gasolina 90 Gasolina 84 Diesel 2 Gasolina 90 Gasolina 84 Diesel 2
Ancash 0.9007 0.8877 0.9417 0.5227 0.5826 0.1783Arequipa 0.8995 0.8879 0.9362 0.5229 0.5841 0.1672Cajamarca 0.8995 0.8869 0.9410 0.5229 0.5814 0.1673Cusco 0.8995 0.8875 0.9412 0.5229 0.5821 0.1617Ica 0.9007 0.8875 0.9399 0.5223 0.5832 0.1608Junín 0.8834 0.8875 0.9431 0.6022 0.5832 0.1846La Libertad 0.8994 0.8875 0.9411 0.5248 0.5832 0.1661Lima 0.8995 0.8875 0.9431 0.5229 0.5832 0.1846Loreto 0.9032 0.8858 0.9574 0.4423 0.4947 0.5130Piura 0.8993 0.8875 0.9431 0.5214 0.5825 0.1844San Martín 0.4953 0.8873 0.9431 0.2847 0.5823 0.1832Ucayali 0.9026 0.8735 0.9387 0.4393 0.5433 0.4717
Correlaciones entre Precios de Paridad de Importación y Precios al Consumidor (Precios en Niveles)
Correlaciones entre Precios de Paridad de Importación y Precios al Consumidor (Precios en Primeras Diferencias)Ciudades
* Precio de Paridad Importación: Precio de Referencia PR1 publicado por el OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
Debe destacarse que las correlaciones en niveles pueden tener poco sentido
estadístico en caso las series de precios presenten un comportamiento no estacionario
(Granger y Newbold, 1974). Sin embargo, las correlaciones de las series de precios en
132
primeras diferencias resultan una mejor aproximación a la medición de la asociación
lineal entre los precios, cuando estos últimos presentan un comportamiento no
estacionario. De acuerdo al cuadro anterior, existe una importante correlación entre las
variaciones de los precios minoristas de las gasolinas y sus precios de paridad de
importación, lo cual constituye un indicio que los cambios en los precios minoristas
están vinculados a las fluctuaciones en los precios “río arriba”. No obstante, es
necesario extender el análisis mediante el uso de la metodología descrita en la
Sección 6.2 para confirmar estas aseveraciones.
Un hecho estilizado relevante que se observa analizando los estadísticos
descriptivos de la series de precios, es que la variabilidad de los precios “río arriba” es
mayor a la variabilidad de los precios “río abajo”. Los coeficientes de variación de las
series de precios, que se presentan en el Anexo 3, muestran que los precios de
paridad de importación presentan una mayor volatilidad en comparación con los
precios minoristas regionales. La menor volatilidad de los precios minoristas regionales
es un indicio de la presencia de rezagos en el proceso de ajuste de estos precios ante
cambios en los precios “río arriba”. En otras palabras, existiría un mecanismo lento de
ajuste de los precios minoristas ante shocks en los precios “río arriba”.
Para finalizar esta sección, debe mencionarse que una parte de la diferencia
entre los precios de los combustibles en las distintas regiones y los precios de paridad
de importación es explicada por los tributos aplicados a los combustibles finales103 y
por las exoneraciones tributarias que gozan las regiones de la selva peruana. Otra
parte es explicada por los márgenes comerciales aplicados por los agentes de la
cadena de comercialización de combustibles que operan en cada región (distribuidores
mayoristas y minoristas), así como por los costos de transporte (fletes) del combustible
entre localidades. En otras palabras, la diferencia observada entre los precios
minoristas y los precios de paridad de importación es explicada por factores tributarios,
por factores geográficos asociados a la distancia entre las regiones analizadas y los
centros de abastecimiento, así como por las condiciones de competencia en cada
mercado regional de combustibles.
103 Los impuestos aplicados a los combustibles son: impuesto al rodaje (8% del valor neto aplicado sólo a las gasolinas), el impuesto selectivo al consumo (ISC, impuesto regulado por el Ministerio de Economía y Finanzas), y el Impuesto General a las Ventas (IGV, 19% del valor del precio que incluye el impuesto al rodaje – de ser el caso – y el ISC).
133
6.4. Resultados 6.4.1. Pruebas de Raíz Unitaria
Con el objeto de evaluar la existencia de relaciones de largo plazo entre las
series de precios que permitan analizar el fenómeno de la asimetría en la respuesta de
los precios bajo un modelo de corrección de errores, es necesario, como primer paso,
evaluar si las series de precios presentan un comportamiento no estacionario. Para
llevar a cabo este análisis, se utiliza el método Dickey-Fuller-GLS propuesto por Elliot
et. al. (1996) que considera dos tipos de pruebas: a) la primera incluye como variable
exógena una constante, b) la segunda incluye una constante y una tendencia lineal
como elementos exógenos. Los resultados de este análisis se presentan en las Tablas
61 y 62. Los resultados de las pruebas DF-GLS muestran que en todos los casos, no
se rechaza la hipótesis de la presencia de una raíz unitaria en las series. De particular
interés son los resultados presentados en la Tabla 62, puesto que ellos dan soporte
para aceptar la presencia de una tendencia lineal y una raíz unitaria en las series de
precios. No incluir una tendencia lineal en la ecuación (6.1) constituiría un error de
especificación importante teniendo en cuenta la evidencia mostrada por las pruebas
DF-GLS. Por lo tanto, la ecuación (6.4) puede constituir una especificación adecuada
para modelar la relación entre los precios minoristas y los precios de paridad de
importación si es que las series de precios se encuentran cointegradas. Esta hipótesis
será evaluada en la siguiente sección.
TABLA 61 Pruebas de Raíz Unitaria para los Precios de los Combustibles Analizados
Variable Exógena: Constante
Departamentos Precio Diesel 2
Rezago Óptimo
Precio Gasolina 84
Rezago Óptimo
Precio Gasolina 90
Rezago Óptimo
Ancash 0.612 0 0.178 0 0.408 0Arequipa 0.494 1 0.340 0 0.565 0Cajamarca 0.768 1 0.557 1 0.785 1Cusco 0.537 1 0.491 1 0.669 1Ica 0.424 1 0.256 1 0.423 1Junin 0.371 1 0.271 1 0.490 1La Libertad 0.328 1 -0.241 1 0.381 1Lima 0.155 1 -0.146 1 0.163 0Loreto 0.204 1 0.285 1 0.373 1Piura 0.401 0 0.199 0 0.394 0San Martín 0.447 1 -0.116 1 0.037 1Ucayali 0.599 1 0.363 1 0.811 1
PR1 -0.740 0 -0.778 0 -0.829 0
Prueba de Raíz Unitaria de Elliott-Rothenberg-Stock (1996). Valor Crítico al 99%: -2.61. Valor Crítico al 95%: -1.94. Rezago óptimo seleccionado con el criterio de Schwartz. Ho: existe un raíz unitaria. Elaboración Propia.
134
TABLA 62 Pruebas de Raíz Unitaria para los Precios de los Combustibles Analizados
Variable Exógena: Constante y Tendencia
Departamentos Precio Diesel 2
Rezago Óptimo
Precio Gasolina 84
Rezago Óptimo
Precio Gasolina 90
Rezago Óptimo
Ancash -1.335 0 -1.944 1 -2.054 1Arequipa -2.161 1 -1.576 0 -2.375 1Cajamarca -2.037 1 -2.102 1 -2.536 1Cusco -2.191 1 -2.191 1 -2.453 1Ica -2.048 1 -2.121 1 -2.432 1Junin -2.116 1 -2.262 1 -2.578 1La Libertad -2.027 1 -2.112 0 -2.379 1Lima -1.911 1 -2.050 1 -2.214 1Loreto -1.892 1 -2.117 1 -2.295 1Piura -0.927 0 -1.119 0 -1.275 0San Martín -1.456 0 -1.866 1 -2.077 1Ucayali -3.044 1 -2.869 1 -2.991 1
PR1 -2.014 0 -2.782 0 -2.918 0
Prueba de Raíz Unitaria de Elliott-Rothenberg-Stock (1996). Valor Crítico al 99%: -3.77. Valor Crítico al 95%: -3.19. Rezago óptimo seleccionado con el criterio de Schwartz. Ho: existe una raíz unitaria. Elaboración Propia. 6.4.2. Pruebas de Cointegración
Una vez validada la hipótesis de la presencia de un comportamiento no
estacionario en las series de precios, es relevante para los objetivos del estudio
evaluar la presencia de cointegración entre estas series. Para este fin, se estimó la
relación de largo plazo definida por la ecuación (6.7) para cada tipo de combustible en
cada mercado regional y se utilizó la prueba de cointegración bivariada propuesta por
Engle y Granger (1987). La evaluación de la estacionariedad del término de error es
efectuada mediante la aplicación de la prueba DF – GLS utilizada anteriormente. Los
resultados de este procedimiento se presentan a continuación.
135
TABLA 63 Pruebas de Cointegración entre los precios minoristas y los precios de paridad
de importación
t-estadístico Rezago Optimo t-estadístico Rezago
Optimo t-estadístico Rezago Optimo
Ancash -2.5918 ** 0 -1.8530 * 3 -1.8731 * 0Arequipa -2.7279 *** 0 -1.7327 * 0 -2.4545 ** 1Cajamarca -1.7928 * 0 -1.8557 * 1 -1.9462 ** 1Cusco -3.0481 *** 0 -1.8890 * 3 -2.6388 *** 3Ica -2.7931 *** 0 -2.1499 ** 1 -1.8490 * 0Junín -3.1865 *** 0 -1.6471 * 3 -2.2952 ** 3La Libertad -3.2781 *** 3 -2.1441 ** 0 -2.0627 ** 0Lima -2.7148 *** 0 -1.9719 ** 0 -2.0723 ** 0Loreto -1.7147 * 0 -1.8654 * 3 -2.1885 ** 0Piura -2.1843 ** 0 -1.7423 * 16 -1.8033 * 15San Martín -2.1358 ** 1 -1.9524 ** 1 -2.5121 ** 1Ucayali -1.6522 * 0 -2.4114 ** 1 -2.8369 *** 1
Diesel 2 G84 G90Departamentos
Prueba de Raíz Unitaria de Elliott-Rothenberg-Stock (1996). Valor Crítico al 99%: -2.61. Valor Crítico al 95%: -1.94. Valor Crítico al 10%: 1.61. * significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Rezago óptimo seleccionado con el criterio de Schwartz. Ho: No existe cointegración entre los precios de paridad de importación y los precios al consumidor. Elaboración: Propia.
Los resultados de la prueba de cointegración señalan que los precios
minoristas y los precios de paridad de importación de los combustibles resultan
cointegrados en todos los departamentos. En este sentido, puede decirse que la
ecuación (6.7) constituye la relación de largo plazo que vincula a los precios “río
arriba” y “río abajo” a lo largo del tiempo. Asimismo, el comportamiento dinámico de
los precios en el corto plazo puede representarse mediante el modelo de corrección de
errores que la ecuación (6.4) representa. Por lo tanto, el modelo de corrección de
errores es adecuado para los datos disponibles.
Con estos resultados, es posible estimar la ecuación (6.4) para cada
combustible en cada departamento bajo estudio, lo cual hace posible la evaluación del
efecto asimétrico en la respuesta de los precios minoristas en cada región. Las
secciones subsiguientes presentan los resultados de este ejercicio para cada
departamento.
6.4.3. Resultados para el caso de Lima
La Tabla 64 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Lima.
136
TABLA 64 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Lima
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 7.1404 7.5014 8.7650t-estat. 44.2877 23.7539 26.8383Precio Paridad Importación 0.3609 0.5170 0.4387t-estat. 8.2867 6.1133 5.2173Tendencia 0.0242 0.0172 0.0291t-estat. 6.0219 2.8034 4.3032
Aj - R2 0.9216 0.7821 0.8221SEC 2.9004 8.4042 9.0809Err. Est. Regressión 0.2433 0.4141 0.4305
Elaboración: Propia.
Las estimaciones muestran que el traspaso de las variaciones de los precios de
paridad de importación hacia los precios minoristas es imperfecto en el largo plazo.
Los coeficientes de traspaso de largo plazo para el diesel 2, la gasolina de 84
octanos y la gasolina de 90 octanos son estimados en 0.36, 0.52 y 0.53
respectivamente. Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento
de 1 sol en los precios de paridad de importación sobre los precios minoristas que se
manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios
de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se
incrementarán en 36, 52 y 53 centavos respectivamente una vez que los precios se
ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo plazo. Por otro lado, se observa que los
coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de
largo plazo de los precios se determina a lo largo de una tendencia temporal. Sin
embargo, la pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de tendencia
en la relación de largo plazo es sólo moderado.
Por otro lado, la Tabla 65 presenta los resultados de la estimación de la
ecuación de corrección de errores para el caso de Lima. El número de rezagos en los
modelos de corrección estimados en este documento es tres de acuerdo a lo sugerido
por Borenstein et. al. (1997). Este número de rezagos permite controlar por la
presencia de correlación serial en el término de error. Asimismo, el cuadro muestra los
estadísticos de White y Breusch – Godfrey LM con el propósito de evaluar si los
errores presentan heteroscedasticidad y autocorrelación serial respectivamente.
Finalmente, el cuadro presenta los resultados de las pruebas de Wald para evaluar la
137
presencia del efecto asimétrico en la respuesta de los precios minoristas. Los cuadros
que presentan los resultados de los modelos de corrección de errores para el caso de
los siguientes departamentos presentan la misma información.
De acuerdo a los resultados presentados en la Tabla 65, puede observarse que
los parámetros de ajuste son negativos y significativos, lo cual es una evidencia de
que existe un mecanismo de corrección de los precios minoristas a sus niveles de
equilibrio cuando ocurren variaciones en los precios “río arriba”. Sin embargo, el
mecanismo de corrección de errores es lento debido a que las velocidades de ajuste
en los tres mercados analizados son cercanas a cero: -0.2076, -0.1623, y -0.1932
para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente. Con
relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas señalan que
los errores del modelo se encuentran bien comportados. Asimismo, el ajuste de los
modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
En relación a la presencia del efecto asimétrico, las pruebas de Wald permiten
validar la hipótesis de asimetría positiva y negativa en la respuesta de los precios
minoristas en el caso del diesel 2 y la gasolina de 90 octanos. En contraste, la
asimetría en el caso de la gasolina de 84 octanos sería positiva solamente. En este
sentido las alzas en los precios “río arriba” de la gasolina de 84 octanos, serían
relevantes para explicar el comportamiento asimétrico en la respuesta de los precios
minoristas de este combustible.
El análisis de la hipótesis de asimetría en el patrón de ajuste de los precios
minoristas requiere, además, del estudio de las funciones de respuesta acumuladas,
tanto para alzas como bajas en los precios “río arriba”; en otras palabras, la respuesta
estimada de los precios minoristas frente a un aumento (descenso) por una sola vez
de 1 sol por galón en el precio “río arriba” para los meses siguientes a la variación
hasta que los precios minoristas alcanzan su nuevo nivel de equilibrio de largo plazo
en el caso de Lima. El análisis de respuesta a impulsos se lleva a cabo para el caso
del diésel 2, así como las gasolinas de 90 y 84 octanos.
138
TABLA 65 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Lima
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0116 -0.0510 -0.0515t-estat. 0.3130 -0.9694 -1.0020error (t-1) -0.2076 ** -0.1623 ** -0.1932 ***t-estat. -2.1533 -2.0794 -2.5946∆Precio Upstream t
(-) 0.2337 *** 0.2911 *** 0.3425 ***t-estat. 2.7344 2.4453 3.7547∆Precio Upstream t-1
(-) 0.1433 0.0596 -0.0995t-estat. 1.6019 0.4188 -0.9389∆Precio Upstream t-2
(-) 0.0627 0.0315 0.0488t-estat. 0.8146 0.3225 0.6151∆Precio Upstream t-3
(-) -0.0711 -0.0396 -0.1134t-estat. -1.0252 -0.4027 -1.3698∆Precio Upstream t
(+) 0.0936 0.2558 *** 0.2669 ***t-estat. 1.1714 3.2550 3.2213∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0098 0.0991 0.0646t-estat. 0.1091 1.0664 0.6982∆Precio Upstream t-2
(+) 0.2204 *** 0.2726 *** 0.3031 ***t-estat. 2.2432 2.3612 3.0117∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0637 0.0361 -0.1423t-estat. 0.6037 0.2967 -1.2785∆Precio Downstream t-1 0.0893 -0.0281 0.1779t-estat. 0.5214 -0.1604 1.0449∆Precio Downstream t-2 0.0648 0.2414 0.3117 *t-estat. 0.3973 1.4956 1.9114∆Precio Downstream t-3 0.1547 0.1752 0.2465t-estat. 0.9698 1.1689 1.5774
Aj - R2 0.3106 0.4877 0.4964SEC 0.5163 0.9005 1.0278Err. Est. Regressión 0.1215 0.1604 0.1714Breusch-Godfrey LM 4.8075 2.6224 1.6868p-value 0.1864 0.4536 0.6399White - Heteroscedasticidad 20.3749 22.6253 18.0371p-value 0.6753 0.5420 0.8012Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 7.9514 * 24.0538 *** 25.8535 ***p-value 0.0934 0.0001 0.0000Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 10.7363 ** 6.5386 15.4382 ***p-value 0.0297 0.1624 0.0039
*significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
139
Gráfico 18 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Lima
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de 10 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes, mientras que la
respuesta estimada a una caída en el precio “río arriba” es de 23 centavos. El precio
minorista en ambos escenarios convergerá a su nivel de equilibrio de largo plazo.
Ambas respuestas resultan ser significativas dado que sus intervalos de confianza no
incluyen al cero.
Lo que resulta interesante en este caso es que la respuesta ante una reducción
del precio “río arriba” es mayor a la respuesta ante un incremento del mismo, durante
los primeros 3 meses. Este fenómeno puede deberse al hecho que los precios al
consumidor del diesel 2 son, hasta cierto punto, controlados por el gobierno puesto
que éste ha tendido a reducir el impuesto selectivo al consumo para atenuar el
impacto de la subida de los precios “río arriba” (especialmente, cuando ocurren
abruptas subidas en el precio internacional del petróleo). Sin embargo, el efecto de
este tipo de política sólo se mantendría en el corto plazo, puesto que luego del cuarto
mes, la respuesta ante la caída en el precio “río arriba” resulta menor a la respuesta
ante un incremento del mismo.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 19 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
140
precios minoristas. Una medida exacta de este costo para todo el período de
predicción se obtiene utilizando la ecuación (2.6) (la aplicación de esta fórmula se
llevara a cabo más adelante en este documento).
Gráfico 19 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Lima Diferencia Diferencia Acumulada
-0.40
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.80-0.70-0.60-0.50-0.40-0.30-0.20-0.100.000.100.200.30
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a -14 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajusta
en 14 centavos menos que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta favorable para el consumidor. La asimetría favorable
desaparece entre el tercer y quinto mes (los intervalos de confianza incluyen al cero) y
luego se torna desfavorable para el consumidor en el sexto mes. Por otro lado, la
función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un
sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores en Lima obtendrían ahorros de
costos debido a la asimetría favorable que se presenta en los primeros períodos. Sin
embargo, a partir del quinto mes de ocurrido el shock, los ahorros obtenidos resultan
ser no significativos.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 20 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
141
Gráfico 20 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante
un incremento (reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Lima
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
La gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
simétrica en los primeros 2 meses luego de ocurrida la subida. No obstante, luego del
cuarto mes las respuestas se tornan asimétricas, siendo superior la respuesta ante
una subida en el precio “río arriba”. Este resultado es un indicio de que las respuestas
en este mercado tardan en manifestarse debido al proceso de ajuste inherente en el
sistema de precios que se produce con rezagos. Este patrón se puede observar mejor
si se analizan los gráficos de las diferencias y diferencias acumuladas de las funciones
de respuesta que se presentan en el Gráfico 21.
Gráfico 21 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Lima Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
142
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser insignificante durante los primeros dos meses. En este período un
incremento o reducción de un sol en el precio “río arriba” produce casi la misma
respuesta. Sin embargo, la diferencia resulta significativa a partir del tercer mes en
adelante. Por otro lado, el segundo gráfico muestra que los costos de la asimetría para
los consumidores resultar ser significativos a partir del cuarto mes en adelante.
Aproximadamente, al cabo de seis meses el consumidor asumiría un costo de 1 sol.
Gasolina de 90 octanos
En relación al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Lima, el
Gráfico 22 muestra las funciones de respuesta del precio minorista.
Gráfico 22 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un
un incremento (reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Lima
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
En este caso, se observa también que no existe un patrón asimétrico
significativo en la respuesta del precio minorista durante los dos primeros meses. Esta
situación se revierte a partir del tercer mes cuando se observa que las funciones de
respuesta difieren significativamente, dominando el efecto del incremento en el precio
“río arriba”. El Gráfico 23 muestra la diferencia y diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
143
Gráfico 23 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Lima Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
no significativa al 10% durante los dos primeros meses debido a que su intervalo de
confianza contiene al cero en este período. Sin embargo, la diferencia se vuelve
significativamente distinta de cero desde el tercer mes en adelante, lo cual pone en
evidencia que el efecto asimétrico tardo en aparecer al menos dos meses en este
mercado. Los consumidores de gasolina de 90 octanos asumirían costos positivos
como consecuencia de la asimetría luego de tres meses de ocurrido el shock de
precios “río arriba”.
En síntesis, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Lima resulta ser
significativo. La asimetría resulta ser favorable a los consumidores en el caso de diesel
2 durante los primeros 5 meses de ocurrido un shock de precios en el segmento
superior de la industria de combustibles. En contraste, la asimetría tarda en hacerse
evidente al menos dos meses en el caso del mercado de gasolinas, período durante el
cual la respuesta de los precios minoristas resulta ser simétrica. Sin embargo, la
asimetría se torna adversa para los consumidores luego del tercer mes de ocurrido el
shock de precios “río arriba”.
6.4.4. Resultados para el caso de Arequipa
La Tabla 66 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Arequipa. Las estimaciones muestran
que el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para
144
el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en
0.33, 0.35 y 0.31 respectivamente, algo mayores respecto a los coeficientes estimados
para el caso de Lima. Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un
incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación sobre los precios
minoristas de los combustibles en Arequipa que se manifiesta en el largo plazo. Por
ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas
del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 33, 35 y 31
centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. Además, se observa que los coeficientes de la tendencia
lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se
determina también en este caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la
pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación
de largo plazo es también sólo moderado en este caso.
TABLA 66 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Arequipa
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 5.8720 6.5255 7.9238t-estat. 31.2302 17.9872 20.2827Precio Paridad Importación 0.3393 0.3511 0.3139t-estat. 6.6813 3.6138 3.1202Tendencia 0.0577 0.0644 0.0789t-estat. 12.3020 9.1444 9.7484Aj - R2 0.9542 0.8814 0.8969SEC 3.9446 11.0914 12.9944Err. Est. Regressión 0.2837 0.4758 0.5150
Elaboración: Propia.
La Tabla 67 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Arequipa. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, hecho que constituye una evidencia
de que existe un mecanismo que corrige las desviaciones de los precios minoristas de
sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios “río arriba”.
145
TABLA 67 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Arequipa
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0072 -0.0705 -0.0537t-estat. -0.1746 -1.0891 -0.7751error (t-1) -0.2975 *** -0.2077 *** -0.2204 ***t-estat. -2.6572 -2.3674 -2.4980∆Precio Upstream t
(-) -0.1072 -0.1251 -0.0324t-estat. -1.1554 -0.8561 -0.2724∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0864 0.0727 0.0555t-estat. 0.8694 0.4591 0.4520∆Precio Upstream t-2
(-) -0.1174 -0.1583 -0.0696t-estat. -1.3521 -1.3149 -0.6670∆Precio Upstream t-3
(-) 0.1246 0.1305 0.0627t-estat. 1.5301 1.0776 0.5845∆Precio Upstream t
(+) 0.2435 *** 0.3038 *** 0.2270 **t-estat. 2.7385 3.2751 2.2134∆Precio Upstream t-1
(+) -0.0947 -0.0425 -0.0118t-estat. -0.9181 -0.4100 -0.1094∆Precio Upstream t-2
(+) 0.1490 0.1967 0.2605 **t-estat. 1.3015 1.5096 2.0874∆Precio Upstream t-3
(+) -0.0880 -0.0300 -0.0240t-estat. -0.7530 -0.2242 -0.1843∆Precio Downstream t-1 0.3981 *** 0.4529 *** 0.4379 ***t-estat. 2.4276 2.5499 2.4336∆Precio Downstream t-2 -0.2214 -0.2297 -0.1654t-estat. -1.4469 -1.2763 -0.9200∆Precio Downstream t-3 0.3511 *** 0.3807 *** 0.3379 **t-estat. 2.4494 2.2867 1.9885
Aj - R2 0.4122 0.3783 0.2914SEC 0.6307 1.2976 1.7124Err. Est. Regressión 0.1342 0.1925 0.2212Breusch-Godfrey LM 4.5443 5.6580 4.6547p-value 0.2084 0.1295 0.1989White - Heteroscedasticidad 27.5094 28.4637 23.4774p-value 0.2813 0.2410 0.4918Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 10.1378 ** 16.9764 *** 10.7261 **p-value 0.0382 0.0020 0.0298Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 6.0399 3.5593 1.0490p-value 0.1962 0.4689 0.9023
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera
lenta debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.2975, -0.2077, y
-0.2204 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Estos coeficientes resultan ser mayores a aquellos estimados para el caso de Lima,
por lo que las desviaciones de los precios minoristas de sus niveles de equilibrio en
Arequipa se corregirían algo más rápido que aquellas que se producen en el mercado
de Lima. Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación,
aquellas señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados.
146
Además, el ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para
este tipo de especificaciones.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Arequipa, las pruebas de Wald permiten validar sólo la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso del diesel 2 y la
gasolina de 90 octanos. En este sentido sólo las alzas en los precios “río arriba” de los
combustibles en Arequipa serían relevantes para explicar el comportamiento
asimétrico en la respuesta de los precios minoristas.
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Arequipa. Este ejercicio permitirá verificar si
el patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o
bajas en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta
favorable o no para los consumidores de combustibles en Arequipa.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de 25 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes, mientras que la
respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es de -11 centavos. La
respuesta ante un incremento en el precio aguas arriba resulta ser significativa dado
que sus intervalos de confianza no incluyen al cero en cada punto de predicción. En el
caso de la respuesta ante una reducción del precio aguas arriba, ésta resulta ser
significativa excepto en el segundo mes cuando el intervalo de confianza contiene al
cero. El patrón asimétrico desaparece desde el quinto debido a que las funciones de
respuesta se equiparan a partir de ese período.
147
Gráfico 24 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Arequipa
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 25 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
Gráfico 25
Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el caso del Diesel 2 en Arequipa
Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a 35 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
148
en 35 centavos más que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta desfavorable para el consumidor en el caso del diesel
2. Este patrón desfavorable desaparece a partir del quinto mes (los intervalos de
confianza incluyen al cero) cuando el patrón de respuesta se torna simétrico. Por otro
lado, la función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que incrementa
en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores en Arequipa incurrirían en
costos adicionales debido a la asimetría desfavorable que se presenta en los primeros
períodos. Los costos serían asumidos por los consumidores a lo largo de los primeros
seis meses luego de ocurrido el shock.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 26 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
Gráfico 26 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Arequipa
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica luego de ocurrido el shock. El impacto inicial de un
incremento en el precio aguas arriba sobre el precio minorista asciende 30 centavos,
mientras que el efecto inicial de una reducción del precio aguas arriba es -12 centavos.
La respuesta ante un incremento en el precio aguas arriba es significativa a lo largo
del período de predicción, mientras que la respuesta ante una reducción resulta no
149
significativa durante el segundo, tercer y cuarto mes. Este patrón se puede observar
mejor si se analizan los gráficos de las diferencias y las diferencias acumuladas de las
funciones de respuesta que se presentan en el Gráfico 27.
Gráfico 27 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Arequipa Diferencia Diferencia Acumulada
0.000.10
0.20
0.300.40
0.50
0.600.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante el período de predicción, lo cual señala que el efecto
asimétrico es importante en este mercado. Por otro lado, el segundo gráfico muestra
que los costos de la asimetría para los consumidores resultar ser también significativos
durante los primeros seis meses de ocurrido el shock, por el cual la asimetría resulta
ser en este caso desfavorable para los consumidores. Aproximadamente, al cabo de
seis meses el consumidor asumiría un costo de 1.7 soles debido al fenómeno de la
asimetría en el mercado de la gasolina de 84 octanos.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Arequipa, el
Gráfico 28 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa también que existe un
patrón asimétrico significativo en la respuesta del precio minorista que se mantiene
durante todo el período de predicción. En este caso, la respuesta ante un incremento
en el precio aguas arriba domina a la respuesta ante una reducción del mismo precio.
150
Gráfico 28 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Arequipa
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 29 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
Gráfico 29 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Arequipa Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
significativa al 10% durante todo el período de predicción debido a que su intervalo de
confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una evidencia adicional
sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este mercado es importante.
Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos
en Arequipa asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría luego de
seis meses de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
151
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Arequipa resulta
ser marcadamente significativo. Además, la asimetría resulta ser desfavorable para los
consumidores de combustibles incluso luego de seis meses de ocurrido un shock de
precios “río arriba”.
6.4.5. Resultados para el caso de Ancash
La Tabla 68 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Ancash. Las regresiones muestran que
el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para
el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en
0.37, 0.47 y 0.44 respectivamente, los cuales resultan ser mayores respecto al caso de
Lima y Arequipa.
TABLA 68 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Ancash
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 6.8693 7.4974 8.9272t-estat. 37.1724 21.2372 23.7990Precio Paridad Importación 0.3675 0.4651 0.4391t-estat. 7.3623 4.9196 4.5461Tendencia 0.0422 0.0394 0.0509t-estat. 9.1569 5.7426 6.5452Aj - R2 0.9400 0.8351 0.8630SEC 3.8103 10.5028 11.9798Err. Est. Regressión 0.2789 0.4630 0.4945
Elaboración: Propia.
Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento de 1 sol
en los precios de paridad de importación sobre los precios minoristas de los
combustibles en Ancash que se manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante un
incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y las
gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 37, 47 y 44 centavos
respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo
plazo. Asimismo, los coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual
señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se determina también en este
152
caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia
es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es también
sólo moderado en este caso.
La Tabla 69 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Ancash. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para
asegurar la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.2330, -0.2107, y -
0.2854 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas señalan
que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el ajuste de
los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
Con respecto a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Ancash, las pruebas de Wald obtienen resultados mixtos. En el caso
del diesel 2, la evidencia señala que el efecto de las reducciones de precios aguas
arriba resulta ser significativo mas no así el efecto de los incrementos de precios.
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos sólo se valida la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas, mientras que en el caso
de la gasolina de 90 octanos ambos tipos de efectos (subidas o bajadas de los precios
aguas arriba) son significativos.
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Ancash. Este ejercicio permitirá verificar si el
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Ancash.
153
TABLA 69 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Ancash
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0068 -0.0644 -0.0874t-estat. -0.1598 -1.0278 -1.3183error (t-1) -0.2330 *** -0.2107 *** -0.2854 ***t-estat. -2.4401 -2.7321 -3.4451∆Precio Upstream t
(-) 0.2931 *** 0.2374 * 0.3358 ***t-estat. 2.8793 1.7294 2.9458∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0446 -0.0451 -0.1603t-estat. 0.4131 -0.3035 -1.3613∆Precio Upstream t-2
(-) -0.0480 -0.0448 -0.0428t-estat. -0.5411 -0.3943 -0.4361∆Precio Upstream t-3
(-) -0.1568 * -0.1606 -0.2228 **t-estat. -1.9297 -1.3973 -2.1612∆Precio Upstream t
(+) 0.0683 0.2902 *** 0.2889 ***t-estat. 0.7203 3.4378 3.0997∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0540 0.0118 -0.0002t-estat. 0.5323 0.1245 -0.0019∆Precio Upstream t-2
(+) 0.1933 * 0.1405 0.2271 **t-estat. 1.6315 1.1607 1.9729∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0197 -0.0557 -0.1309t-estat. 0.1675 -0.4522 -1.1142∆Precio Downstream t-1 0.0397 0.0840 0.1839t-estat. 0.2303 0.4858 1.1085∆Precio Downstream t-2 0.0589 0.3104 * 0.3167 *t-estat. 0.3490 1.8594 1.9240∆Precio Downstream t-3 0.2235 0.3337 * 0.4722 ***t-estat. 1.3735 1.9557 2.6697
Aj - R2 0.2055 0.3526 0.3538SEC 0.7067 1.1164 1.4088Err. Est. Regressión 0.1421 0.1786 0.2006Breusch-Godfrey LM 1.6390 0.4024 3.3082p-value 0.6506 0.9398 0.3465White - Heteroscedasticidad 7.4189 19.8857 16.4653p-value 0.9995 0.7033 0.8706Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 3.4312 15.9354 *** 15.4959 ***p-value 0.4884 0.0031 0.0038Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 9.4806 * 4.3090 11.6731 **p-value 0.0501 0.3658 0.0200
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus respectivos
intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un período de 6
meses.
154
Gráfico 30 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Ancash
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de 7 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes, mientras que la
respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es de 29 centavos. La
respuesta ante un incremento en el precio aguas arriba resulta ser significativa dado
que sus intervalos de confianza no incluyen al cero en cada punto de predicción. En el
caso de la respuesta ante una reducción del precio aguas arriba, ésta resulta ser
también significativa. El patrón de respuesta asimétrico tiende a revertirse durante el
período de predicción. En los primeros meses, el efecto de una reducción en el precio
aguas arriba dominaría al efecto de un incremento en el mismo precio. Esta situación
se revertiría a partir del tercer mes donde el impacto de un incremento del precio
aguas arriba sería el dominante.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 31 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
155
Gráfico 31 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Ancash Diferencia Diferencia Acumulada
-0.40
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.80
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a -22 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 22 centavos menos que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta favorable para el consumidor en los primeros meses.
Este patrón favorable desaparece a partir del cuarto mes cuando el patrón de
respuesta se torna adverso para el consumidor. Por otro lado, la función de diferencias
acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2
“río arriba”, los consumidores en Ancash obtendrían ahorros adicionales debido a la
asimetría favorable que se presenta en los primeros períodos. Sin embargo, los
beneficios de la asimetría resultarían insignificantes a partir del tercer mes luego de
ocurrido el shock. En este sentido, el fenómeno de la asimetría sería poco significativo
debido a la presencia de la reversión del efecto durante el período de predicción, lo
cual es consistente con los resultados de las pruebas de Wald para el caso del diesel
2.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 32 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
156
Gráfico 32 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ancash
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
La gráfico muestra que las respuestas ante un incremento o reducción en el
precio aguas arriba son significativas a lo largo del período de predicción. Asimismo, el
gráfico permite observar que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
casi simétrica durante los primeros meses luego de ocurrido el shock104. El impacto
inicial de un incremento en el precio aguas arriba sobre el precio minorista asciende a
29 centavos, mientras que el efecto inicial de una reducción del precio aguas arriba es
23 centavos. Luego de dos meses, las funciones de respuesta difieren
significativamente, dominando la respuesta ante incrementos en el precio aguas
arriba, haciéndose relevante el efecto asimétrico. Este patrón se puede observar mejor
si se analizan los gráficos de las diferencias y las diferencias acumuladas de las
funciones de respuesta que se presentan en el Gráfico 33.
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta no
resulta ser significativa durante los dos primeros meses de predicción, lo cual señala
que el efecto asimétrico no es importante en este mercado en los primeros meses
luego del shock de precios aguas arriba. No obstante, el efecto asimétrico se hace
significativo desde el tercer mes puesto que la diferencia de las funciones de
respuesta es distinta de cero al 90 por ciento de confianza. Por otro lado, el segundo
gráfico muestra que los costos de la asimetría para los consumidores resultan ser
104 Nótese que los intervalos de confianza de ambas respuesta se cruzan en los primeros dos meses por lo cual no se puede rechazar la hipótesis de igual de las respuestas en este caso.
157
estadísticamente nulos en los primeros meses luego de ocurrido el shock de precios.
Sin embargo, los costos se tornan significativos a partir del tercer mes, por el cual la
asimetría resulta ser en este caso desfavorable para los consumidores.
Aproximadamente, al cabo de seis meses los consumidores asumirían un costo de 1.5
soles debido al fenómeno de la asimetría en el mercado de la gasolina de 84 octanos.
Gráfico 33 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Ancash Diferencia Diferencia Acumulada
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Ancash, el
Gráfico 34 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa también que existe un
patrón de respuesta simétrico en la respuesta del precio minorista durante los dos
primeros meses. Esta situación cambia a partir del tercer cuando la asimetría en la
respuesta de los precios se torna significativa. En este caso, a partir del tercer mes la
respuesta ante un incremento en el precio aguas arriba domina a la respuesta ante
una reducción del mismo precio.
158
Gráfico 34 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ancash
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
0 1 2 3 4 5
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 35 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
Gráfico 35 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Ancash Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta no
es significativa al 10% durante los primeros dos meses del período de predicción
debido a que su intervalo de confianza contiene al cero en este período. Ello
constituye una evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta simétrico
en este mercado es importante durante los primeros meses luego de ocurrido un
shock aguas arriba. Sin embargo, la diferencia se torna positiva y significativa desde el
tercer mes, lo cual pone de manifiesto que el efecto asimétrico tarda en manifestarse
al menos dos meses. Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de
159
gasolina de 90 octanos en Arequipa asumirían costos positivos como consecuencia de
la asimetría a partir del tercer mes luego de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios de las
gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Ancash resulta ser significativo,
pero el mismo muestra un retardo de al menos dos meses para manifestarse. Además,
la asimetría resulta ser desfavorable para los consumidores de combustibles a partir
del tercer mes. En el caso del diesel 2, la asimetría resulta menos significativa debido
a la reversión en los patrones de respuesta de los precios.
6.4.6. Resultados para el caso de Cajamarca
La Tabla 70 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Cajamarca. Las estimaciones muestran
que el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es instantáneo también en este caso. Los coeficientes de
traspaso de largo plazo para el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90
octanos son calculados en 0.30, 0.39 y 0.36 respectivamente.
TABLA 70 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Cajamarca Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 7.4120 7.7901 9.2776t-estat. 39.8803 24.9931 29.0853Precio Paridad Importación 0.3002 0.3962 0.3629t-estat. 5.9810 4.7470 4.4191Tendencia 0.0425 0.0428 0.0544t-estat. 9.1539 7.0653 8.2262Aj - R2 0.9295 0.8621 0.8919SEC 3.8542 8.1870 8.6629Err. Est. Regressión 0.2805 0.4088 0.4205
Elaboración: Propia.
Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento de 1 sol
en los precios de paridad de importación sobre los precios minoristas de los
combustibles en Cajamarca que se manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante un
incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y las
gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 30, 39 y 36 centavos
respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo
160
plazo. Asimismo, los coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual
señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se determina también en este
caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia
es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es también
pequeño en este caso.
La Tabla 71 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Cajamarca. Puede notarse que los parámetros
de ajuste en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para
asegurar la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
también en este caso debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -
0.2380, -0.2367, y -0.3026 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90
octanos respectivamente. Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y
autocorrelación, aquellas señalan que los errores de los modelos se encuentran bien
comportados. Además, el ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado,
resulta ser satisfactorio.
Con respecto a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Cajamarca, las pruebas de Wald permiten concluir, en primer lugar,
que en el caso del diesel 2 no existe evidencia de la presencia de asimetría en la
respuesta de los precios minoristas. Con relación a los casos de las gasolinas de 84 y
90 octanos, la prueba de Wals sólo valida la hipótesis de asimetría positiva en la
respuesta de los precios minoristas.
161
TABLA 71 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Cajamarca
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0247 -0.0676 -0.0543t-estat. 0.6146 -1.3252 -1.0667error (t-1) -0.2380 *** -0.2367 *** -0.3026 ***t-estat. -2.2619 -2.5834 -3.0796∆Precio Upstream t
(-) 0.0536 0.0125 0.1152t-estat. 0.5805 0.1097 1.2731∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0971 0.0208 -0.0157t-estat. 1.0659 0.1683 -0.1658∆Precio Upstream t-2
(-) 0.0530 -0.0271 -0.0260t-estat. 0.6445 -0.2737 -0.3131∆Precio Upstream t-3
(-) 0.0203 0.0189 -0.0388t-estat. 0.2661 0.1928 -0.4580∆Precio Upstream t
(+) 0.1382 0.2454 *** 0.2111 ***t-estat. 1.6180 3.2649 2.6773∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0393 0.1237 0.1153t-estat. 0.4069 1.4073 1.2838∆Precio Upstream t-2
(+) -0.0117 0.1263 0.1870 *t-estat. -0.1093 1.1351 1.8309∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0745 0.0217 -0.0580t-estat. 0.7210 0.1944 -0.5486∆Precio Downstream t-1 0.3378 * 0.3015 * 0.4480 ***t-estat. 1.9180 1.7150 2.5021∆Precio Downstream t-2 0.0093 0.0744 0.1098t-estat. 0.0511 0.4218 0.6146∆Precio Downstream t-3 0.0964 0.1658 0.1361t-estat. 0.8059 1.3345 1.1143
Aj - R2 0.3310 0.4861 0.5196SEC 0.6046 0.8353 0.9994Err. Est. Regressión 0.1314 0.1545 0.1690Breusch-Godfrey LM 3.1296 5.2451 2.4771p-value 0.3721 0.1547 0.4795White - Heteroscedasticidad 16.1598 24.0734 24.9668p-value 0.8822 0.4574 0.4076Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 3.8182 17.6644 *** 15.1187 ***p-value 0.4312 0.0014 0.0045Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 1.9929 0.1543 1.7273p-value 0.7371 0.9972 0.7858
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Cajamarca. Este ejercicio permitirá verificar
si el patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o
bajas en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta
favorable o no para los consumidores de combustibles en Cajamarca.
162
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
Gráfico 36 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Cajamarca
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0 1 2 3 4 5
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico permite observar que tanto la respuesta ante un incremento como la
respuesta ante una reducción del precio aguas arriba son estadísticamente iguales,
por lo que el fenómeno de la asimetría no existiría en el mercado del diesel 2 en
Cajamarca.
Con el propósito de ilustrar mejor la ausencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 37 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Además, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
163
Gráfico 37 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Cajamarca Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada no es estadísticamente distinta de cero (los intervalos de confianza
incluyen al cero durante todo el período de predicción). Ello implica que el fenómeno
rockets and feathers en el mercado del diesel 2 en Cajamarca no es relevante. Más
bien, la evidencia señala que el patrón de respuesta de los precios minoristas ante un
shock aguas arriba seria de carácter simétrico. Por otro lado, la función de diferencias
acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2
“río arriba”, los consumidores de diesel 2 en Cajamarca no asumirían costos y ni
obtendrían beneficios adicionales luego del shock.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 38 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza. La
gráfico muestra que las respuestas ante un incremento o reducción en el precio aguas
arriba son significativas a lo largo del período de predicción. Asimismo, el gráfico
permite observar que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84 octanos
ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica durante el período de predicción luego de ocurrido un shock
en el precio aguas arriba. El impacto inicial de un incremento en el precio aguas arriba
sobre el precio minorista asciende 24 centavos, mientras que el efecto inicial de una
reducción del precio aguas arriba es sólo 1 centavo (aunque este valor es
estadísticamente igual a cero). Las funciones de respuesta difieren significativamente,
dominando la respuesta frente a un incremento en el precio aguas arriba.
164
Gráfico 38 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Cajamarca
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Este patrón se puede observar mejor si se analizan los gráficos de las
diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 39.
Gráfico 39 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Cajamarca Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante todo el período de predicción. Ello corrobora que el
efecto asimétrico en este mercado es importante. Por otro lado, el segundo gráfico
muestra que los costos de la asimetría para los consumidores resulta ser
estadísticamente distinto de cero durante los seis meses luego de ocurrido el shock de
precios aguas arriba. Aproximadamente, al cabo de seis meses los consumidores
asumirían un costo de aproximadamente 2 soles debido al fenómeno de la asimetría
en el mercado de la gasolina de 84 octanos en Cajamarca.
165
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Cajamarca, el
Gráfico 40 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa también que existe un
patrón de respuesta asimétrico bastante marcado en la respuesta del precio minorista
durante todo el período de análisis. En este caso, la respuesta ante un incremento en
el precio aguas arriba domina a la respuesta frente una reducción del mismo precio.
Gráfico 40 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Cajamarca
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 41 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
166
Gráfico 41 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Cajamarca Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
significativa al 10% durante los primeros dos meses período de predicción debido a
que su intervalo de confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una
evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este
mercado es importante luego de ocurrido un shock aguas arriba. Por otro lado, el
segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos en
Cajamarca asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría a partir
luego de ocurrido el shock de precios aguas arriba. En sentido, la asimetría sería
adversa para los consumidores de este combustible.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios minoristas
de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Cajamarca resulta ser
significativo. Asimismo, la asimetría resultaría ser desfavorable para los consumidores
de gasolinas. En el caso del diesel 2, la evidencia mostrada en este estudio señala
que no existirían respuestas asimétricas de precios. Más bien, el precio minorista del
diesel 2 en Cajamarca respondería de manera simétrica ante shocks de precios
aguas arriba. En este caso, los consumidores no asumen costos y obtienen ahorros
como consecuencia de los incrementos (reducciones) del precio “río arriba”.
6.4.7. Resultados para el caso del Cusco
La Tabla 72 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento del Cusco. Las estimaciones muestran que
el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es de carácter instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo
plazo para el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son
167
calculados en 0.47, 0.51 y 0.50 respectivamente, los cuales resultan ser mayores
respecto a los coeficientes estimados en el caso de los departamentos anteriores.
Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento de 1 sol en los
precios de paridad de importación sobre los precios minoristas de los combustibles en
el Cusco que se manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante un incremento de 1 sol
en los precios de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y las gasolinas de 84 y
90 octanos se incrementarán en 47, 51 y 50 centavos respectivamente una vez que
los precios se ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo plazo. Asimismo, los
coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de
largo plazo de los precios se determina también en este caso a lo largo de una
tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia es pequeña por lo que
el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es pequeño en este caso.
TABLA 72 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso del Cusco Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 5.0988 5.5370 6.4336t-estat. 25.9246 14.9223 16.6010Precio Paridad Importación 0.4735 0.5054 0.4969t-estat. 8.9131 5.0865 4.9793Tendencia 0.0701 0.0771 0.0972t-estat. 14.2715 10.6997 12.0966Aj - R2 0.9688 0.9188 0.9383SEC 4.3161 11.6025 12.7873Err. Est. Regressión 0.2968 0.4866 0.5108
Elaboración: Propia.
La Tabla 73 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso del Cusco. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para
asegurar la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.3286, -0.1785, y -
0.2547 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas señalan
que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el ajuste de
168
los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
TABLA 73 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso del Cusco
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0168 -0.0187 -0.0543t-estat. 0.3758 -0.2591 -0.7765error (t-1) -0.3286 *** -0.1785 ** -0.2547 ***t-estat. -2.9132 -1.9799 -2.8394∆Precio Upstream t
(-) 0.1842 * 0.1542 0.1898 *t-estat. 1.6358 1.0750 1.6869∆Precio Upstream t-1
(-) -0.0028 -0.0100 -0.1660t-estat. -0.0229 -0.0636 -1.3738∆Precio Upstream t-2
(-) -0.0838 0.0317 0.0109t-estat. -0.8479 0.2437 0.1057∆Precio Upstream t-3
(-) -0.1436 * -0.1624 -0.2011 *t-estat. -1.6632 -1.2546 -1.9324∆Precio Upstream t
(+) 0.0330 0.2803 *** 0.3091 ***t-estat. 0.3198 3.0589 3.0904∆Precio Upstream t-1
(+) -0.0189 -0.0811 -0.0542t-estat. -0.1735 -0.7678 -0.5007∆Precio Upstream t-2
(+) 0.1736 0.1090 0.1344t-estat. 1.4283 0.8809 1.1930∆Precio Upstream t-3
(+) -0.0245 -0.0196 -0.0906t-estat. -0.2001 -0.1562 -0.7652∆Precio Downstream t-1 0.4572 *** 0.3012 0.3710 **t-estat. 2.5759 1.5593 2.0337∆Precio Downstream t-2 -0.0884 0.1548 0.1337t-estat. -0.5014 0.7985 0.6951∆Precio Downstream t-3 0.0437 0.1319 0.1974t-estat. 0.2605 0.7307 1.0689
Aj - R2 0.3371 0.3252 0.3635SEC 0.7542 1.1925 1.3649Err. Est. Regressión 0.1468 0.1846 0.1975Breusch-Godfrey LM 3.4184 1.3449 1.0745p-value 0.3315 0.7185 0.7832White - Heteroscedasticidad 22.7635 16.4620 13.5024p-value 0.5338 0.8707 0.9571Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 2.2935 14.2079 *** 12.6066 **p-value 0.6820 0.0067 0.0134Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 4.4908 2.6416 7.1195p-value 0.3436 0.6195 0.1297
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Cusco, las pruebas de Wald obtienen resultados mixtos. En el caso
del diesel 2, la evidencia señala que el efecto asimétrico no resulta ser significativo.
Con respecto al caso de la gasolina de 84 y 90 octanos sólo se valida la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas.
169
En lo que resta de esta sección, se realizará el análisis de las funciones de
respuesta acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación
de un sol en los precios “río arriba” para el caso del Cusco. Este ejercicio permitirá
verificar si el patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren
alzas o bajas en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría
resulta favorable o no para los consumidores de combustibles en Cusco.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
Gráfico 43 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento del Cusco
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de 3 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes (aunque este
valor no resulta estadísticamente significativo), mientras que la respuesta estimada
frente una caída en el precio “río arriba” es de 18 centavos. La respuesta ante un
incremento en el precio aguas arriba resulta ser no significativa en el primer mes dado
que sus intervalos de confianza incluyen al cero en ese punto de predicción. No
obstante, la respuesta se torna significativa desde el segundo mes. En el caso de la
respuesta ante una reducción del precio aguas arriba, ésta resulta ser significativa
durante los seis meses luego de ocurrido el shock. El patrón de respuesta asimétrico
170
tiende a revertirse durante el período de predicción. En los primeros meses, el efecto
de una reducción en el precio aguas arriba domina al efecto de un incremento en el
mismo precio. Esta situación se revierte a partir del tercer mes donde el impacto de un
incremento del precio aguas arriba sería el dominante. Este comportamiento en las
funciones de respuesta es similar la registrado para el caso del mercado del diesel 2
en el departamento de Ancash.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 44 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
Gráfico 44
Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el caso del Diesel 2 en el Cusco
Diferencia Diferencia Acumulada
-0.40
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.80
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a -15 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 15 centavos menos que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta favorable para el consumidor en los primeros dos
meses. Este patrón favorable desaparece a partir del cuarto mes cuando el patrón de
respuesta se torna adverso para el consumidor. Por otro lado, la función de diferencias
acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2
“río arriba”, los consumidores en el Cusco obtendrían ahorros adicionales debido a la
asimetría favorable que se presenta en los primeros meses. Sin embargo, los
beneficios de la asimetría resultarían insignificantes a partir del tercer mes luego de
171
ocurrido el shock. En este sentido, el fenómeno de la asimetría sería poco significativo
debido a la presencia de la reversión del efecto durante el período de predicción, lo
cual es consistente con los resultados de las pruebas de Wald para el caso del diesel
2. Este mismo resultado ha sido hallado en el caso del mercado del diesel 2 del
departamento de Ancash.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 45 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
Gráfico 45 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento del Cusco
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
La gráfico muestra que las respuestas ante un incremento o reducción en el
precio aguas arriba son significativamente diferentes de cero a lo largo del período de
predicción. Asimismo, el gráfico permite observar que la respuesta del precio minorista
de la gasolina de 84 octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del
precio “río arriba” es casi simétrica durante los primeros meses luego de ocurrido el
shock105. El impacto inicial de un incremento en el precio aguas arriba sobre el precio
minorista asciende a 28 centavos, mientras que el efecto inicial de una reducción del
precio aguas arriba es 15 centavos. Luego de dos meses, las funciones de respuesta
difieren marginalmente en términos estadísticos debido al leve cruce de los intervalos
105 Nótese que los intervalos de confianza de ambas respuesta se cruzan en los primeros dos meses por lo cual no se puede rechazar la hipótesis de igual de las respuestas en este caso.
172
de confianza de las funciones de respuesta. Sin embargo, la respuesta ante
incrementos en el precio aguas arriba domina a la respuesta ante reducciones del
mismo precio durante todo el período de predicción, lo cual lleva a pensar que la
respuesta relevante en este mercado resulta ser aquella que proviene de los
incrementos en el precio “río arriba” (tal como sugiere la prueba de Wald).
El patrón de respuesta asimétrico se puede observar mejor si se analizan los
gráficos de las diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta
que se presentan en el Gráfico 46.
Gráfico 46 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en el Cusco Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta no
resulta ser significativa durante los tres primeros meses de predicción, lo cual señala
que el efecto asimétrico no es importante en este mercado durante primeros meses
luego del shock de precios aguas arriba. No obstante, el efecto asimétrico se hace
significativo desde el cuarto mes puesto que la diferencia de las funciones de
respuesta es distinta de cero al 90 por ciento de confianza. Por otro lado, el segundo
gráfico muestra que los costos de la asimetría para los consumidores resultan ser
estadísticamente nulos en los primeros tres meses luego de ocurrido el shock de
precios. Sin embargo, los costos se tornan significativos a partir del tercer mes, por el
cual la asimetría resulta ser en este caso desfavorable para los consumidores durante
los últimos meses del periodo de predicción.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos, el Gráfico 47 muestra las
funciones de respuesta del precio minorista con sus respectivos intervalos de
173
confianza. En este caso, se observa que existe un patrón de respuesta asimétrico
marcado en la respuesta del precio minorista durante el período de predicción.
Gráfico 47 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento del Cusco
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 48 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta. De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de
respuesta es significativa al 10% durante el período de predicción debido a que su
intervalo de confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una
evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este
mercado es importante luego de ocurrido un shock aguas arriba. Por otro lado, el
segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos en el Cusco
asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría desde el primer mes
luego de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
174
Gráfico 48 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en el Cusco Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento del Cusco resulta
ser significativo. Además, la asimetría sería desfavorable para los consumidores de
combustibles. En el caso del diesel 2, la asimetría resulta menos significativa debido a
la reversión en los patrones de respuesta de los precios. Con respecto al caso de la
gasolina de 84 octanos, el efecto de un incremento en los precios aguas arriba resulta
ser el predominante a lo largo del período de predicción.
6.4.8. Resultados para el caso de Ica
La Tabla 74 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Ica. Las estimaciones muestran que el
traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los precios
minoristas no es instantáneo también en este caso. Los coeficientes de traspaso de
largo plazo para el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos
son calculados en 0.41, 0.49 y 0.48 respectivamente. Ellos pueden interpretarse como
el efecto marginal de un incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación
sobre los precios minoristas de los combustibles en Ica que se manifiesta en el largo
plazo. Por ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios
minoristas del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 41, 49
y 48 centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. En este caso, los coeficientes resultar ser mayores que
aquellos obtenidos en casos anteriores por lo que en el departamento de Ica al
transferencia de las variaciones de los precios río arriba es mayor (alrededor de 50%
del incremento de los precios río arriba se transmitiría hacia los precios río abajo en el
175
largo plazo). Asimismo, los coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual
señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se determina también en este
caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia
es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es también
pequeño en este caso.
TABLA 74 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Ica Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 5.9398 6.4033 7.5084t-estat. 34.7351 18.4945 20.5034Precio Paridad Importación 0.4144 0.4853 0.4804t-estat. 8.9719 5.2343 5.0948Tendencia 0.0513 0.0526 0.0634t-estat. 12.0270 7.8203 8.3526Aj - R2 0.9621 0.8843 0.9030SEC 3.2628 10.1018 11.4178Err. Est. Regressión 0.2580 0.4540 0.4827
Elaboración: Propia.
La Tabla 75 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Ica. Puede notarse que los parámetros de ajuste
en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para asegurar
la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios minoristas
de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba en Ica. Sin
embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
también en este caso debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -
0.2820, -0.1711, y -0.2356 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos
respectivamente. Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación,
aquellas señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados.
Además, el ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, resulta ser
satisfactorio.
176
TABLA 75 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Ica
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0031 -0.0577 -0.0703t-estat. -0.0831 -1.0399 -1.2264error (t-1) -0.2820 *** -0.1711 ** -0.2356 ***t-estat. -2.2909 -2.1619 -2.9161∆Precio Upstream t
(-) 0.0831 0.0917 0.2028 **t-estat. 0.9249 0.7653 2.0855∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0662 -0.0587 -0.1197t-estat. 0.6249 -0.4369 -1.1106∆Precio Upstream t-2
(-) 0.0760 0.0521 0.0357t-estat. 0.9026 0.4997 0.4005∆Precio Upstream t-3
(-) -0.0576 -0.0059 -0.1059t-estat. -0.8001 -0.0570 -1.1531∆Precio Upstream t
(+) 0.1608 ** 0.3762 *** 0.3863 ***t-estat. 1.9953 4.9667 4.6222∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0209 0.0867 0.0230t-estat. 0.2169 0.9222 0.2280∆Precio Upstream t-2
(+) 0.0969 0.0727 0.1789 *t-estat. 0.9117 0.6634 1.6901∆Precio Upstream t-3
(+) 0.1801 * -0.0604 -0.1388t-estat. 1.6673 -0.5326 -1.2460∆Precio Downstream t-1 0.1448 0.1535 0.3204 *t-estat. 0.8767 0.9036 1.8453∆Precio Downstream t-2 -0.2212 0.1750 0.1862t-estat. -1.3522 1.0315 1.0576∆Precio Downstream t-3 0.1625 0.2610 * 0.2777 *t-estat. 1.1219 1.6404 1.6750
Aj - R2 0.4058 0.4966 0.4980SEC 0.5326 0.8862 1.1203Err. Est. Regressión 0.1234 0.1591 0.1789Breusch-Godfrey LM 0.0876 2.4894 0.4570p-value 0.7672 0.4772 0.9282White - Heteroscedasticidad 29.6741 23.7004 23.5608p-value 0.1958 0.4788 0.4869Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 7.9432 * 30.5915 *** 29.1943 ***p-value 0.0937 0.0000 0.0000Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 2.5186 1.1517 6.2051p-value 0.6413 0.8860 0.1843
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Con respecto a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Ica, las pruebas de Wald permiten concluir que en el caso del diesel 2
y las gasolinas de 84 y 90 octanos que existiría asimetría positiva en la respuesta de
los precios minoristas, es decir los incremento en los precios aguas arriba serían los
de mayor significancia.
En lo que resta de esta sección, se analizarán las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Ica. Este ejercicio permitirá verificar si el
177
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Ica.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
Gráfico 49 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Ica
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico permite observar que tanto la respuesta ante un incremento como la
respuesta ante una reducción del precio aguas arriba son estadísticamente iguales
durante los tres primeros meses. Luego, la respuesta predominante es aquella
originada por un incremento en 1 sol en el precio aguas arriba. Con el propósito de
ilustrar mejor el fenómeno de la asimetría en el mercado del diesel, el Gráfico 50
presenta la diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para alzas como
para bajas en el precio “río arriba” con su respectivo intervalo de confianza. Asimismo,
se presenta la diferencia acumulada, la cual mide imperfectamente el costo/ahorro
acumulado por mes que asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría
en la respuesta de los precios minoristas.
178
Gráfico 50 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Ica Diferencia Diferencia Acumulada
-0.15-0.10-0.050.000.050.100.150.200.250.300.350.40
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada no es estadísticamente distinta de cero (los intervalos de confianza
incluyen al cero durante todo el período de predicción) durante los 3 primeros meses.
Ello implica que el fenómeno rockets and feathers en el mercado del diesel 2 en Ica no
es relevante durante los primeros meses luego de ocurrido un shock aguas arriba. La
diferencia se torna significativa luego del tercer mes, aunque mostrando una tendencia
decreciente. Por otro lado, la función de diferencias acumuladas muestra que ante un
shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores de
diesel 2 en Ica no asumirían costos adicionales durante los primeros meses luego de
acurrido el shock.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 51 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza. La
gráfico muestra que las respuestas ante un incremento o reducción en el precio aguas
arriba son significativas a lo largo del período de predicción. Asimismo, el gráfico
permite observar que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84 octanos
ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica durante el período de predicción luego de ocurrido un shock
en el precio aguas arriba. El impacto inicial de un incremento en el precio aguas arriba
sobre el precio minorista asciende a 39 centavos, mientras que el efecto inicial de una
reducción del precio aguas arriba es casi sólo 10 centavos. Las funciones de
respuesta difieren significativamente, dominando la respuesta frente a un incremento
en el precio aguas arriba.
179
Gráfico 51 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ica
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Este patrón se puede observar mejor si se analizan los gráficos de las
diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 52.
Gráfico 52 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Ica Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante todo el período de predicción. Ello corrobora que el
efecto asimétrico en este mercado es importante. Por otro lado, el segundo gráfico
muestra que los costos de la asimetría para los consumidores resulta ser
estadísticamente distinto de cero durante los seis meses luego de ocurrido el shock de
precios aguas arriba. Aproximadamente, al cabo de seis meses los consumidores
180
asumirían un costo de aproximadamente 2 soles debido al fenómeno de la asimetría
en el mercado de la gasolina de 84 octanos en Ica.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Ica, el Gráfico
53 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus respectivos
intervalos de confianza. En este caso, se observa también que existe un patrón de
respuesta asimétrico bastante marcado en la respuesta del precio minorista durante
todo el período de análisis. La respuesta ante un incremento en el precio aguas arriba
domina a la respuesta frente una reducción del mismo precio.
Gráfico 53 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ica
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 54 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
181
Gráfico 54 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Ica Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
relevante con un 90% de confianza durante los primeros dos meses del período de
predicción debido a que su intervalo de confianza no contiene al cero en este período.
Ello constituye una evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta
asimétrico en este mercado es importante luego de ocurrido un shock aguas arriba.
Por otro lado, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90
octanos en Cajamarca asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría
a partir luego de ocurrido el shock de precios aguas arriba. En sentido, la asimetría
sería adversa para los consumidores de este combustible.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios minoristas
de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Ica resulta ser significativo.
Asimismo, la asimetría resultaría ser desfavorable para los consumidores de
gasolinas. En el caso del diesel 2, la evidencia mostrada en este estudio señala que
no existirían respuestas asimétricas de precios durante los primeros meses luego de
ocurrido un shock aguas arriba. Por ello, los consumidores asumirían costos como
consecuencia de los incrementos (reducciones) del precio “río arriba” luego de tres
meses.
6.4.9. Resultados para el caso de Junín
La Tabla 76 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Junín. Las estimaciones muestran que el
traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los precios
minoristas no es instantáneo también en este caso. Los coeficientes de traspaso de
largo plazo para el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos
182
son calculados en 0.59, 0.53 y 0.51 respectivamente. Ellos pueden interpretarse como
el efecto marginal de un incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación
sobre los precios minoristas de los combustibles en Junín que se manifiesta en el largo
plazo. Por ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios
minoristas del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 59, 53
y 51 centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. En este caso, los coeficientes ser mayores que aquellos
obtenidos en casos anteriores por lo que en el departamento de Junín al transferencia
de las variaciones de los precios río arriba resulta ser algo mayor (alrededor de 50%
del incremento de los precios río arriba se transmitiría hacia los precios río abajo en el
largo plazo). Asimismo, los coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual
señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se determina también en este
caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia
es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es también
pequeño en este caso.
TABLA 76 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Junín Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 5.4519 5.9938 6.8613t-estat. 31.1786 15.9928 17.9202Precio Paridad Importación 0.4920 0.5284 0.5127t-estat. 10.4167 5.2650 5.2009Tendencia 0.0587 0.0637 0.0760t-estat. 13.4497 8.7527 9.5759Aj - R2 0.9704 0.8984 0.9185SEC 3.4117 11.8370 12.4817Err. Est. Regressión 0.2639 0.4915 0.5047
Elaboración: Propia.
La Tabla 77 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Junín. Puede observarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para
asegurar la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
también en este caso debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -
183
0.3451, -0.1318, y -0.20 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos
respectivamente.
TABLA 77 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Junín
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0056 0.0009 -0.0232t-estat. 0.1423 0.0141 -0.3587error (t-1) -0.3451 *** -0.1308 * -0.1999 ***t-estat. -2.8145 -1.6588 -2.3649∆Precio Upstream t
(-) 0.1697 * 0.1520 0.1907 *t-estat. 1.7781 1.2051 1.8257∆Precio Upstream t-1
(-) -0.0101 0.1140 -0.0074t-estat. -0.0867 0.8009 -0.0631∆Precio Upstream t-2
(-) -0.0067 0.0681 0.0408t-estat. -0.0729 0.5816 0.3955∆Precio Upstream t-3
(-) -0.1179 -0.1129 -0.1304t-estat. -1.5383 -0.9831 -1.2788∆Precio Upstream t
(+) 0.1151 0.2618 *** 0.2995 ***t-estat. 1.3024 3.3156 3.2862∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0141 -0.0263 -0.0118t-estat. 0.1425 -0.2874 -0.1178∆Precio Upstream t-2
(+) 0.0814 0.0526 0.0863t-estat. 0.7312 0.4931 0.8250∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0921 0.0361 -0.0376t-estat. 0.8270 0.3269 -0.3380∆Precio Downstream t-1 0.3648 ** 0.2734 0.3249 *t-estat. 2.1464 1.4408 1.6595∆Precio Downstream t-2 -0.1666 0.1303 0.1290t-estat. -0.9457 0.6727 0.6426∆Precio Downstream t-3 0.0697 0.2034 0.2492t-estat. 0.4470 1.1772 1.3437
Aj - R2 0.4093 0.4239 0.4043SEC 0.5772 0.9174 1.1991Err. Est. Regressión 0.1284 0.1619 0.1851Breusch-Godfrey LM 2.3651 1.9412 0.8437p-value 0.5002 0.5847 0.8390White - Heteroscedasticidad 21.7168 13.9158 13.4984p-value 0.5962 0.9485 0.9572Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 2.7912 14.4938 *** 12.5415 **p-value 0.5933 0.0059 0.0137Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 4.5325 3.4112 4.5563p-value 0.3387 0.4915 0.3359
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
La velocidad de ajuste en el caso del mercado del diesel 2 sería más rápido
con respecto a las velocidades de ajuste de las gasolinas. Con relación a las pruebas
de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas señalan que los errores de los
modelos se encuentran bien comportados. Además, el ajuste de los modelos, medido
mediante el R2 ajustado, resulta ser satisfactorio.
184
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Ica, las pruebas de Wald sólo validan la hipótesis de asimetría
positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso de las gasolinas de 84 y
90 octanos, es decir los incremento en los precios aguas arriba de las gasolinas serían
los de mayor significancia. Con respecto al caso del diesel 2, la prueba de Wald que el
efecto asimétrico sería poco significativo.
En lo que resta de esta sección, se analizarán las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Junín. Este ejercicio permitirá verificar si el
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Junín.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
Gráfico 55 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Junín
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de 11 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes, mientras que la
respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es de 16 centavos. Sin
185
embargo estas cantidades resultan ser estadísticamente iguales debido al cruce los
intervalos de confianza de las funciones de respuesta. Ambas funciones son
estadísticamente equivalentes durante los tres primeros meses luego de ocurrido el
shock aguas arriba. Luego del tercer mes, la asimetría en la respuesta de los precios
minoristas se torna significativa.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 56 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
Gráfico 56
Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el caso del Diesel 2 en Junín
Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta no
es significativa al 10% durante los primeros tres meses del período de predicción
debido a que su intervalo de confianza contiene al cero en este período. Ello
constituye una evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta simétrico
en este mercado es importante durante los primeros meses luego de ocurrido un
shock aguas arriba. Sin embargo, la diferencia se torna positiva y significativa desde el
tercer mes, lo cual pone de manifiesto que el efecto asimétrico tarda en manifestarse
al menos tres meses. Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de
diesel 2 en Junín asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría a
partir del tercer mes luego de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
186
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 57 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
Gráfico 57 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Junín
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico permite observar que tanto la respuesta ante un incremento como la
respuesta ante una reducción del precio aguas arriba son estadísticamente iguales
(los intervalos de confianza de las funciones de respuesta se cruzan durante todo el
período de predicción, por lo que el fenómeno de la asimetría no existiría en el
mercado de la gasolina de 84 octanos en Junín.
Con el propósito de ilustrar mejor el fenómeno de la asimetría en el mercado
del diesel, el Gráfico 58 presenta la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su respectivo
intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la cual mide
imperfectamente el costo acumulado por mes que asumirían los consumidores debido
a la asimetría en la respuesta de los precios minoristas.
187
Gráfico 58 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Junín Diferencia Diferencia Acumulada
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada no es estadísticamente distinta de cero (los intervalos de confianza
incluyen al cero durante todo el período de predicción). Ello implica que el fenómeno
rockets and feathers en el mercado de la gasolina de 84 octanos en Junín no es
relevante. Más bien, la evidencia señala que el patrón de respuesta de los precios
minoristas ante un shock aguas arriba seria de carácter simétrico. Por otro lado, la
función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un
sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores de gasolina de 84 octanos en
Junín no asumirían costos y ni obtendrían beneficios adicionales luego del shock.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Junín, el
Gráfico 59 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa que el patrón de
respuesta asimétrico es poco significativo durante todo el período de análisis (los
intervalos de confianza de ambas funciones se cruzan en 3 períodos).
188
Gráfico 59 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Junín
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 60 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
Gráfico 60 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Junín Diferencia Diferencia Acumulada
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.00
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta no
es estadísticamente significativa durante el segundo y el tercer mes del período de
predicción debido a que su intervalo de confianza contiene al cero en este período.
Ello constituye una evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de respuesta
asimétrico en este mercado es poco significativo durante los primeros luego de
ocurrido un shock aguas arriba. Sin embargo, la diferencia se torna significativa
durante los últimos meses del horizonte de predicción. Por otro lado, el segundo
189
gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos en Junín asumirían
costos positivos como consecuencia de la asimetría a partir del tercer mes luego de
ocurrido el shock del precio aguas arriba. En sentido, la asimetría sería adversa para
los consumidores de este combustible luego de tres meses.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios minoristas
del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Junin resulta ser
poco significativo. Asimismo, la asimetría resultaría ser desfavorable para los
consumidores luego de tres meses de ocurrido un shock en los precios aguas arriba.
6.4.10. Resultados para el caso de la Libertad
La Tabla 78 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento del La Libertad. Los resultados muestran
que el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es de carácter instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo
plazo para el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son
calculados en 0.38, 0.42 y 0.43 respectivamente.
TABLA 78 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso del La Libertad Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 6.1797 6.7871 7.9032t-estat. 43.0266 22.0746 25.9803Precio Paridad Importación 0.3796 0.4220 0.4280t-estat. 9.7844 5.1258 5.4644Tendencia 0.0426 0.0474 0.0585t-estat. 11.8732 7.9374 9.2729Aj - R2 0.9642 0.8846 0.9180SEC 2.3017 7.9666 7.8787Err. Est. Regressión 0.2167 0.4032 0.4010
Elaboración: Propia.
Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento de 1 sol
en los precios de paridad de importación sobre los precios minoristas de los
combustibles en el La Libertad que se manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante
un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y
las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 38, 42 y 43 centavos
190
respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo
plazo. Asimismo, los coeficientes de la tendencia lineal son significativos, lo cual
señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se determina también en este
caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la pendiente de la tendencia
es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación de largo plazo es pequeño
en este caso.
La Tabla 79 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso del La Libertad. Puede notarse que los parámetros
de ajuste en este caso son negativos y significativos, resultado que es necesario para
asegurar la existencia de un mecanismo que corrija las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios aguas arriba.
Sin embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta
debido a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.3924, -0.3547, y -
0.2748 para el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas señalan
que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el ajuste de
los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de La Libertad, las pruebas de Wald obtienen resultados mixtos. En el
caso del diesel 2, la evidencia señala que el efecto asimétrico no resulta ser
significativo. Con respecto al caso de la gasolina de 84 y 90 octanos sólo se valida la
hipótesis de asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas.
En lo que resta de esta sección, se realizará el análisis de las funciones de
respuesta acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación
de un sol en los precios “río arriba” para el caso del La Libertad. Este ejercicio
permitirá verificar si el patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando
ocurren alzas o bajas en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la
asimetría resulta favorable o no para los consumidores de combustibles en La
Libertad.
191
TABLA 79 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso del La Libertad
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0045 -0.1061 -0.0441t-estat. 0.1247 -1.1340 -0.6963error (t-1) -0.3924 *** -0.3547 ** -0.2748 ***t-estat. -2.7481 -2.1071 -2.4614∆Precio Upstream t
(-) 0.2451 *** 0.2003 0.2139 **t-estat. 2.7662 0.9861 1.9993∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0173 -0.0457 -0.1073t-estat. 0.1648 -0.2011 -0.9077∆Precio Upstream t-2
(-) -0.0234 -0.1305 0.0288t-estat. -0.2838 -0.7520 0.2927∆Precio Upstream t-3
(-) -0.1369 * -0.2031 -0.1413t-estat. -1.9408 -1.1536 -1.3992∆Precio Upstream t
(+) 0.0872 0.3359 *** 0.2649 ***t-estat. 1.0923 2.7007 2.7708∆Precio Upstream t-1
(+) -0.0600 -0.0383 0.0088t-estat. -0.6468 -0.2652 0.0837∆Precio Upstream t-2
(+) 0.2246 ** 0.1897 0.1537t-estat. 2.1971 1.0666 1.4191∆Precio Upstream t-3
(+) -0.0097 0.0977 -0.0598t-estat. -0.0890 0.5377 -0.5219∆Precio Downstream t-1 0.2840 -0.0158 0.2451t-estat. 1.5792 -0.0787 1.3600∆Precio Downstream t-2 -0.1216 0.2144 0.0768t-estat. -0.8413 1.1174 0.4060∆Precio Downstream t-3 0.1965 0.0077 0.2469t-estat. 1.3193 0.0438 1.3743
Aj - R2 0.4065 0.2295 0.3101SEC 0.4914 2.3872 1.2599Err. Est. Regressión 0.1185 0.2612 0.1897Breusch-Godfrey LM 4.2267 1.2872 2.7556p-value 0.2380 0.7322 0.4309White - Heteroscedasticidad 33.7619 * 33.7201 * 20.0276p-value 0.0890 0.0898 0.6952Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 7.3748 12.1724 ** 11.8060 **p-value 0.1174 0.0161 0.0189Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 8.9492 * 2.2113 5.7897p-value 0.0624 0.6970 0.2154
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses.
192
Gráfico 61 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento del La Libertad
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de casi 10 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes, mientras
que la respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es de alrededor de
25 centavos. Como puede apreciarse en el gráfico, ambas funciones respuesta
resultan ser significativa durante los seis meses luego de ocurrido el shock. Asimismo,
puede observarse que el patrón de respuesta asimétrico tiende a revertirse durante el
período de predicción. En los primeros meses, el efecto de una reducción en el precio
aguas arriba domina al efecto de un incremento en el mismo precio. Esta situación se
revierte a partir del tercer mes donde el impacto de un incremento del precio aguas
arriba sería el dominante. Este comportamiento en las funciones de respuesta es
similar la registrado para el caso del mercado del diesel 2 en el departamento de
Ancash y el Cusco. La reversión de las funciones de respuesta acumulada es
consistente con los resultados de la prueba Wald, en el sentido que la asimetría
resultaría no sería tan relevante en este caso debido al cruce de las funciones a mitad
del período de predicción.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 62 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
193
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
Gráfico 62
Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el caso del Diesel 2 en el La Libertad
Diferencia Diferencia Acumulada
-0.40
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a -15 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 15 centavos menos que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta favorable para el consumidor en los primeros dos
meses. Este patrón favorable desaparece a partir del tercer mes cuando el patrón de
respuesta se torna adverso para el consumidor. Por otro lado, la función de diferencias
acumuladas muestra que ante un shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2
“río arriba”, los consumidores en La Libertad obtendrían ahorros adicionales debido a
la asimetría favorable que se presenta en los primeros meses. Sin embargo, los
beneficios de la asimetría resultarían insignificantes a partir del tercer mes luego de
ocurrido el shock. En este sentido, el fenómeno de la asimetría sería poco significativo
debido a la presencia de la reversión del efecto durante el período de predicción, lo
cual es consistente con los resultados de las pruebas de Wald para el caso del diesel
2. Este mismo resultado ha sido hallado en el caso del mercado del diesel 2 del
departamento de Ancash y del Cusco.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 63 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
194
Gráfico 63 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento del La Libertad
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
La gráfico muestra que la respuesta ante un incremento en el precio aguas
arriba es significativamente diferentes de cero a lo largo del período de predicción. La
respuesta ante una disminución del precio aguas arriba resulta no significativa en el
cuarto mes. Asimismo, el gráfico permite observar que la respuesta del precio
minorista de la gasolina de 84 octanos ante un incremento (disminución) en un sol por
galón del precio “río arriba” es casi simétrica durante los primeros meses luego de
ocurrido el shock106. El impacto inicial de un incremento en el precio aguas arriba
sobre el precio minorista asciende algo más de 30 centavos, mientras que el efecto
inicial de una reducción del precio aguas arriba es alrededor 20 centavos. Luego de
dos meses, las funciones de respuesta difieren significativamente en términos
estadísticos, lo cual es una evidencia de la presencia de una marcada asimetría en la
respuesta de los precios minoristas luego del segundo mes de ocurrido el shock aguas
arriba. Sin embargo, la respuesta ante incrementos en el precio aguas arriba domina a
la respuesta ante reducciones del mismo precio durante todo el período de predicción,
lo cual lleva a pensar que la respuesta relevante en este mercado resulta ser aquella
que proviene de los incrementos en el precio “río arriba” (tal como sugiere la prueba de
Wald).
El patrón de respuesta asimétrico se puede observar mejor si se analizan los
gráficos de las diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta
que se presentan en el Gráfico 64.
106 Obsérvese que los intervalos de confianza de ambas respuesta se cruzan en los primeros dos meses por lo cual no se puede rechazar la hipótesis de igual de las respuestas en este caso.
195
Gráfico 64 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en el La Libertad Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta no
resulta ser significativa durante los dos primeros meses de predicción, lo cual señala
que el efecto asimétrico no es importante en este mercado durante primeros meses
luego del shock de precios aguas arriba. No obstante, el efecto asimétrico se hace
significativo desde el cuarto mes puesto que la diferencia de las funciones de
respuesta es distinta de cero al 90 por ciento de confianza. Por otro lado, el segundo
gráfico muestra que los costos de la asimetría para los consumidores resultan ser
estadísticamente nulos en los primeros dos meses luego de ocurrido el shock de
precios. Sin embargo, los costos se tornan significativos a partir del tercer mes, por el
cual la asimetría resulta ser en este caso desfavorable para los consumidores durante
los últimos meses del periodo de predicción.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos, el Gráfico 65 muestra las
funciones de respuesta del precio minorista con sus respectivos intervalos de
confianza. En este caso, se observa que existe un patrón de respuesta asimétrico
marcado en la respuesta del precio minorista durante el período de predicción, salvo
en el primer período donde las funciones de respuesta son igual en términos
estadísticos.
196
Gráfico 65 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento del La Libertad
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 66 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta. De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de
respuesta es significativa al 10% durante el período de predicción debido a que su
intervalo de confianza no contiene al cero en este período.
Gráfico 66 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en el La Libertad Diferencia Diferencia Acumulada
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
Ello constituye una evidencia adicional sobre el hecho que el patrón de
respuesta asimétrico en este mercado es importante luego de ocurrido un shock aguas
arriba, con excepción del primer período. Por otro lado, el segundo gráfico señala que
los consumidores de gasolina de 90 octanos en La Libertad asumirían costos positivos
como consecuencia de la asimetría desde el primer mes luego de ocurrido el shock de
precios aguas arriba.
197
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento del La Libertad
resulta ser significativo. Además, la asimetría sería desfavorable para los
consumidores de combustibles. En el caso del diesel 2, la asimetría resulta menos
significativa debido a la reversión en los patrones de respuesta de los precios. Con
respecto al caso de la gasolina de 84 octanos, el efecto de un incremento en los
precios aguas arriba resulta ser el predominante a lo largo del período de predicción.
La respuesta asimétrica en este caso tarda en manifestarse al menos tres meses en
este último caso. Con relación al mercado de la gasolina de 90 octanos, la respuesta
asimétrica se manifiesta a partir desde el segundo mes luego de ocurrido un shock de
precios aguas arriba.
6.4.11. Resultados para el caso de Loreto
La Tabla 80 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Loreto. Las estimaciones muestran que
el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
precios minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para
el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en
0.35, 0.35 y 0.46 respectivamente. Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal
de un incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación sobre los precios
minoristas de los combustibles en Loreto que se manifiesta en el largo plazo. Por
ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas
del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 35, 35 y 46
centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. Además, se observa que los coeficientes de la tendencia
lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se
determina también en este caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la
pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación
de largo plazo es también sólo moderado en este caso.
198
TABLA 80 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Loreto
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 3.6133 3.5784 4.1570t-estat. 14.4774 10.8030 11.5360Precio Paridad Importación 0.3530 0.3517 0.4559t-estat. 5.2370 3.9646 4.9136Tendencia 0.0556 0.0583 0.0611t-estat. 8.9245 9.0661 8.1838Aj - R2 0.9204 0.8854 0.8982SEC 6.9505 9.2462 11.0558Err. Est. Regressión 0.3766 0.4344 0.4750
Elaboración: Propia.
La Tabla 81 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Loreto. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, hecho que constituye una evidencia
de que existe un mecanismo que corrige las desviaciones de los precios minoristas de
sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios “río arriba”. Sin embargo, el
mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta debido a que las
velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.1993, -0.2087, y -0.2933 para el caso
del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas
señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el
ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Loreto, las pruebas de Wald permiten validar sólo la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso de la gasolina
de 84 y 90 octanos. En este sentido sólo las alzas en los precios “río arriba” de las
gasolinas en Loreto serían relevantes para explicar el comportamiento asimétrico en la
respuesta de los precios minoristas. Respecto al caso del diesel 2, la evidencia
mostrada por el modelo señala que la asimetría no sería significativa en este mercado.
199
TABLA 81 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Loreto
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0476 -0.0751 -0.0881t-estat. -0.8242 -0.9937 -0.9966error (t-1) -0.1993 ** -0.2087 *** -0.2933 ***t-estat. -2.1090 -2.2386 -2.5600∆Precio Upstream t
(-) 0.0622 -0.0167 0.1490t-estat. 0.4365 -0.1097 1.0076∆Precio Upstream t-1
(-) 0.0722 0.0869 -0.0167t-estat. 0.5265 0.5284 -0.1082∆Precio Upstream t-2
(-) 0.0313 0.0579 0.0466t-estat. 0.2759 0.4377 0.3305∆Precio Upstream t-3
(-) -0.1163 -0.1688 -0.1405t-estat. -1.1264 -1.3374 -1.0647∆Precio Upstream t
(+) 0.2545 ** 0.3406 *** 0.4466 ***t-estat. 1.9912 3.7079 3.7293∆Precio Upstream t-1
(+) 0.1142 0.0141 0.0753t-estat. 0.8605 0.1270 0.5521∆Precio Upstream t-2
(+) 0.1724 0.0678 0.1765t-estat. 1.1794 0.5509 1.2690∆Precio Upstream t-3
(+) 0.1190 0.0988 -0.0596t-estat. 0.7919 0.7885 -0.4011∆Precio Downstream t-1 -0.0007 0.0378 -0.0529t-estat. -0.0038 0.2117 -0.2740∆Precio Downstream t-2 -0.2126 0.0698 0.1013t-estat. -1.1947 0.3779 0.5314∆Precio Downstream t-3 -0.0451 0.1026 0.2158t-estat. -0.2408 0.5747 1.1278
Aj - R2 0.1953 0.3547 0.3533SEC 1.1395 1.1646 2.0598Err. Est. Regressión 0.1804 0.1824 0.2426Breusch-Godfrey LM 1.0403 3.2114 1.1407p-value 0.7915 0.3602 0.7673White - Heteroscedasticidad 19.8526 11.8067 12.6391p-value 0.7051 0.9820 0.9717Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 6.1863 18.8561 *** 17.8598 ***p-value 0.1857 0.0008 0.0013Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 1.5670 2.6011 1.9450p-value 0.8147 0.6266 0.7459
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Loreto. Este ejercicio permitirá verificar si el
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Loreto.
200
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses. Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en
un aumento de 25 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes,
mientras que la respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es
aproximadamente 5 centavos. Las respuestas ante un incremento/reducción del precio
resultan ser significativas dado que sus intervalos de confianza no incluyen al cero en
cada punto de predicción. Asimismo, la asimetría en la respuesta de los precios
minoristas es significativa. Este resultado contradice la prueba de Wald para este
mercado, la cual señala que la asimetría no es relevante. La prueba puede haber sido
afectada por el hecho que varios coeficientes de rezagos resultan no significativos,
hecho que fuerza el no rechazo de la hipótesis nula. Sin embargo, la prueba de
significancia estadística para el la variación contemporánea del precio aguas arribas
muestra que esta variables es significativa. Este último resultado hace que la función
de respuesta ante incrementos en el precio río arriba sea significativa.
Gráfico 67 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Loreto
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 68 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
201
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido al efecto asimétrico.
Gráfico 68
Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el caso del Diesel 2 en Loreto
Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a 20 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 20 centavos más que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta desfavorable para el consumidor en el caso del diesel
2. Por otro lado, la función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que
incrementa en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores en Loreto
incurrirían en costos adicionales debido a la asimetría desfavorable que se presenta
en los primeros períodos. Los costos serían asumidos por los consumidores a lo largo
de los primeros seis meses luego de ocurrido el shock.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 69 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
202
Gráfico 69 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Loreto
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica luego de ocurrido el shock. El impacto inicial de un
incremento en el precio aguas arriba sobre el precio minorista asciende a casi 35
centavos, mientras que el efecto inicial de una reducción del precio aguas arriba es -2
centavos. Este patrón se puede observar mejor si se analizan los gráficos de las
diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 70.
Gráfico 70 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Loreto Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante el período de predicción, lo cual señala que el efecto
203
asimétrico es importante en este mercado. Por otro lado, el segundo gráfico muestra
que los costos de la asimetría para los consumidores resultar ser también significativos
durante los primeros seis meses de ocurrido el shock, por el cual la asimetría resulta
ser en este caso desfavorable para los consumidores. Aproximadamente, al cabo de
seis meses el consumidor asumiría un costo de 1.5 soles debido al fenómeno de la
asimetría en el mercado de la gasolina de 84 octanos.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Loreto, el
Gráfico 71 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa también que existe un
patrón asimétrico significativo en la respuesta del precio minorista que se mantiene
durante todo el período de predicción. En este caso, la respuesta ante un incremento
en el precio aguas arriba domina a la respuesta ante una reducción del mismo precio.
Gráfico 71 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Loreto
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 72 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
204
Gráfico 72 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Loreto Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
significativa al 10% durante todo el período de predicción debido a que su intervalo de
confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una evidencia adicional
sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este mercado es importante.
Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos
en Loreto asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría luego de seis
meses de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Loreto resulta ser
marcadamente significativo. Además, la asimetría resulta ser desfavorable para los
consumidores de combustibles incluso luego de seis meses de ocurrido un shock de
precios “río arriba”.
6.4.12. Resultados para el caso de Piura
La Tabla 82 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Piura. Las estimaciones muestran que el
traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los precios
minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para el
diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en 0.43,
0.50 y 0.45 respectivamente. Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un
incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación sobre los precios
minoristas de los combustibles en Piura que se manifiesta en el largo plazo. Por
ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas
del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 43, 50 y 45
205
centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. Además, se observa que los coeficientes de la tendencia
lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se
determina también en este caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la
pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de ésta en la relación de
largo plazo es también sólo moderado en este caso.
TABLA 82 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Piura
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 6.3094 6.6749 7.8862t-estat. 28.4346 17.4513 18.5551Precio Paridad Importación 0.4312 0.5023 0.4520t-estat. 7.1951 4.9039 4.1304Tendencia 0.0421 0.0448 0.0574t-estat. 7.5940 6.0307 6.5215Aj - R2 0.9261 0.8421 0.8533SEC 5.4937 12.3288 15.3799Err. Est. Regressión 0.3348 0.5016 0.5602
Elaboración: Propia.
La tabla 83 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Piura. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, hecho que constituye una evidencia
de que existe un mecanismo que corrige las desviaciones de los precios minoristas de
sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios “río arriba”. Sin embargo, el
mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta debido a que las
velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.1664, -0.1303, y -0.1567 para el caso
del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente. Estos coeficientes
resultan ser menores en comparación con los parámetros de ajustes estimados en
otros departamentos, por lo que la velocidad de ajuste de los precios minoristas de los
combustibles en Piura sería más lenta en Piura que en otras localidades.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas
señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el
ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
206
TABLA 83 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Piura
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 0.0798 0.0291 0.0133t-estat. 1.5741 0.4551 0.1920error (t-1) -0.1664 * -0.1303 * -0.1567 **t-estat. -1.9017 -1.7417 -2.1249∆Precio Upstream t
(-) 0.2533 *** 0.1631 0.2683 ***t-estat. 2.2535 1.1731 2.2888∆Precio Upstream t-1
(-) 0.1919 * 0.0787 -0.0379t-estat. 1.7699 0.5158 -0.3071∆Precio Upstream t-2
(-) 0.1145 0.1289 0.0958t-estat. 1.1892 1.1398 0.9763∆Precio Upstream t-3
(-) -0.0299 -0.0171 -0.0442t-estat. -0.3362 -0.1467 -0.4277∆Precio Upstream t
(+) 0.0314 0.2216 *** 0.2162 **t-estat. 0.3214 2.4258 2.0336∆Precio Upstream t-1
(+) -0.0400 -0.0085 0.0383t-estat. -0.3805 -0.0835 0.3449∆Precio Upstream t-2
(+) 0.2402 ** 0.1502 0.2384 *t-estat. 2.0206 1.2051 1.9453∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0772 0.0193 -0.1081t-estat. 0.6203 0.1508 -0.8430∆Precio Downstream t-1 -0.0386 -0.0303 0.0376t-estat. -0.2278 -0.1705 0.2115∆Precio Downstream t-2 0.0713 0.2555 0.2682t-estat. 0.4637 1.4851 1.4863∆Precio Downstream t-3 0.1330 0.1651 0.2627t-estat. 0.7954 0.9630 1.4283
Aj - R2 0.1530 0.2552 0.2294SEC 0.8139 1.2022 1.6253Err. Est. Regressión 0.1525 0.1853 0.2155Breusch-Godfrey LM 1.3671 4.7852 4.4208p-value 0.2423 0.1882 0.2195White - Heteroscedasticidad 19.1905 19.4514 18.4822p-value 0.7418 0.7275 0.7790Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 5.4742 10.4453 ** 10.4806 **p-value 0.2420 0.0336 0.0331Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 10.3256 ** 3.5932 6.1619p-value 0.0353 0.4639 0.1874
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de Piura, las pruebas de Wald permiten validar sólo la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso de la gasolina
de 84 y 90 octanos. En este sentido sólo las alzas en los precios “río arriba” de las
gasolinas en Piura serían relevantes para explicar el comportamiento asimétrico en la
respuesta de los precios minoristas. Respecto al caso del diesel 2, la evidencia
mostrada por el modelo señala que la asimetría sería marcadamente negativa (es
decir, el efecto de una reducción en el precio aguas arriba domina al efecto de un
incremento en el mismo precio).
207
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Piura. Este ejercicio permitirá verificar si el
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Piura.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus respectivos
intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un período de 6
meses. Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un
incremento de 3 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes,
mientras que la respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es
aproximadamente 25 centavos. Las respuestas ante un incremento/reducción del
precio resultan ser significativas dado que sus intervalos de confianza no incluyen al
cero en cada punto de predicción.
Gráfico 73 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Piura
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Por otro lado, el gráfico muestra que la respuesta de los precios minoristas
resulta ser negativa durante los primeros tres meses luego de ocurrido un shock aguas
arriba, es decir, la respuesta ante reducciones en el precio aguas arriba es mayor a la
respuesta frente a incrementos del mismo precio. Luego del tercer mes, las funciones
208
de respuesta resultan ser estadísticamente iguales debido al cruce de sus intervalos
de confianza a partir de ese período.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 74 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los
precios minoristas.
Gráfico 74 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Piura Diferencia Diferencia Acumulada
-0.60
-0.50
-0.40
-0.30
-0.20
-0.10
0.00
0.10
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-1.80
-1.60
-1.40
-1.20
-1.00
-0.80
-0.60
-0.40
-0.20
0.001 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a ‘20 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 20 centavos menes que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta favorable para el consumidor en el caso del diesel 2.
Por otro lado, la función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que
incrementa en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores en Piura
obtendrían ahorros adicionales debido a la asimetría favorable que se presenta en a lo
largo del período de predicción. Los ahorros serían obtenidos por los consumidores a
lo largo de los primeros seis meses luego de ocurrido el shock.
209
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 75 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
Gráfico 75 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Piura
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un variación (aumento / disminución) en un sol por galón del precio “río
arriba” no es asimétrica luego de ocurrido el shock. En este sentido, el fenómeno
rockets and feathers no sería significativo en el mercado de gasolina de 84 octanos en
Piura. El patrón simétrico descrito se puede observar mejor si se analizan los gráficos
de las diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 76.
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta es
insignificante durante todo el período de predicción, lo cual señala que el efecto
asimétrico es irrelevante en este mercado (el cero esta incluido en los intervalos de
confianza). Por otro lado, el segundo gráfico muestra que los costos de la asimetría
para los consumidores resultar ser también no significativos luego de ocurrido shock,
por el cual los consumidores de esta gasolina no asumirían costos adicionales debido
al incremento del precio aguas arriba.
210
Gráfico 76 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Piura Diferencia Diferencia Acumulada
-0.25
-0.20
-0.15
-0.10
-0.05
0.00
0.05
0.10
0.150.20
0.25
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.80
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Piura, el
Gráfico 77 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso, se observa también que no existe
un patrón asimétrico significativo en la respuesta del precio minorista (los intervalos de
confianza de las funciones de respuesta se cruzan durante todo el período de
predicción). De acuerdo a este resultado, la respuesta de los precios minoristas ante
un shock en el precio aguas arriba sería marcadamente simétrica.
Gráfico 77 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Piura
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
211
El Gráfico 78 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
Gráfico 78 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Piura Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.40
-0.20
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1 2 3 4 5
Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta no
es significativa al 10% durante todo el período de predicción debido a que su intervalo
de confianza contiene al cero en este período. Ello constituye una evidencia adicional
para sostener la hipótesis que el patrón de respuesta simétrico en este mercado es
importante. Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de
90 octanos en Piura no asumirían costos positivos como consecuencia de la simetría
luego de seis meses de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en el precio del diesel 2
resultaría ser hasta cierto punto favorable para el consumidor, argumento que se
sustenta con el hallazgo de que la respuesta de los precios minoristas ante
reducciones en el precio aguas arriba domina a la respuesta de precios ante
incrementos en el último precio. En el caso de los precios de las gasolinas de 84 y 90
octanos, los resultados obtenidos permiten sostener que la respuesta de los precios
ante variaciones en el precio río arriba es marcadamente simétrica, por lo cual, en
promedio, los consumidores de estos combustibles en Piura no asumirían/obtendrían
costos/ahorros adicionales ante variaciones en los precios aguas arriba.
6.4.13. Resultados para el caso de San Martín
La Tabla 84 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de San Martín. Las estimaciones muestran
que el traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los
212
precios minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para
el diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en
0.16, 0.38 y 0.38 respectivamente. Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal
de un incremento de 1 sol en los precios de paridad de importación sobre los precios
minoristas de los combustibles en San Martín que se manifiesta en el largo plazo. Por
ejemplo, ante un incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas
del diesel 2, y las gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 16, 38 y 38
centavos respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel
equilibrio de largo plazo. Además, se observa que los coeficientes de la tendencia
lineal son significativos, lo cual señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se
determina también en este caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la
pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación
de largo plazo es también sólo moderado en este caso.
TABLA 84 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de San Martín
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 7.4378 8.6458 10.4272t-estat. 29.2616 28.8470 30.5080Precio Paridad Importación 0.1632 0.3816 0.3818t-estat. 2.3744 4.7548 4.3387Tendencia 0.0642 0.0303 0.0387t-estat. 10.1569 5.2045 5.4678Aj - R2 0.8937 0.8153 0.8307SEC 7.7651 7.5700 9.9461Err. Est. Regressión 0.3981 0.3931 0.4505
Elaboración: Propia.
La Tabla 85 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de San Martín. Puede notarse que los parámetros
de ajuste en este caso son negativos y significativos, hecho que constituye una
evidencia de que existe un mecanismo que corrige las desviaciones de los precios
minoristas de sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios “río arriba”. Sin
embargo, el mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta debido
a que las velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.1993, -0.2087, y -0.2933 para
el caso del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con relación a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas
señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el
213
ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones.
TABLA 85 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de San Martín
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0661 ** -0.0353 -0.0558t-estat. -2.0005 -1.0262 -1.4385error (t-1) -0.1305 *** -0.1160 ** -0.2003 ***t-estat. -2.4192 -1.9681 -3.2547∆Precio Upstream t
(-) 0.1833 *** 0.0389 0.0994t-estat. 2.5239 0.5084 1.4131∆Precio Upstream t-1
(-) -0.2107 *** 0.0451 -0.0010t-estat. -2.6408 0.5323 -0.0138∆Precio Upstream t-2
(-) 0.0495 0.0194 0.0516t-estat. 0.6808 0.2918 0.8309∆Precio Upstream t-3
(-) -0.0068 0.0201 -0.0770t-estat. -0.0914 0.3087 -1.1762∆Precio Upstream t
(+) 0.1484 ** 0.2306 *** 0.2756 ***t-estat. 2.1550 4.7667 4.7491∆Precio Upstream t-1
(+) 0.1014 0.0600 0.0131t-estat. 1.3456 0.9720 0.1746∆Precio Upstream t-2
(+) 0.2506 *** 0.0559 0.0934t-estat. 2.9305 0.7710 1.2439∆Precio Upstream t-3
(+) 0.1069 0.0006 0.0043t-estat. 1.1519 0.0079 0.0571∆Precio Downstream t-1 0.0606 0.2809 * 0.3981 **t-estat. 0.4348 1.6663 2.1876∆Precio Downstream t-2 0.1534 0.1925 0.2600 *t-estat. 1.2343 1.2564 1.6635∆Precio Downstream t-3 0.0457 0.1641 0.2342t-estat. 0.4462 1.1404 1.5015
Aj - R2 0.5027 0.5779 0.5646SEC 0.5667 0.3627 0.5504Err. Est. Regressión 0.1272 0.1018 0.1254Breusch-Godfrey LM 1.3657 3.0139 1.9597p-value 0.7136 0.3895 0.5808White - Heteroscedasticidad 27.1361 15.4647 23.5085p-value 0.2981 0.9064 0.4900Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 15.1532 *** 30.6015 *** 28.9303 ***p-value 0.0044 0.0000 0.0000Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 17.7262 *** 0.8038 3.8801p-value 0.0014 0.9379 0.4225
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
combustibles de San Martín, las pruebas de Wald permiten validar sólo la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso de la gasolina
de 84 y 90 octanos. En este sentido sólo las alzas en los precios “río arriba” de las
gasolinas en San Martín serían relevantes para explicar el comportamiento asimétrico
en la respuesta de los precios minoristas. Respecto al caso del diesel 2, la evidencia
mostrada por el modelo señala que la asimetría sería significativa en ambos tipos de
respuestas (ante incrementos y reducciones del precio aguas arriba).
214
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de San Martín. Este ejercicio permitirá verificar
si el patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o
bajas en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta
favorable o no para los consumidores de combustibles en San Martín.
Diesel 2
El siguiente gráfico presenta las funciones de respuesta acumulada y sus
respectivos intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un
período de 6 meses. Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en
un aumento de 25 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes,
mientras que la respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es
aproximadamente 5 centavos. Las respuestas ante un incremento/reducción del precio
resultan ser significativas dado que sus intervalos de confianza no incluyen al cero en
cada punto de predicción. Por otro lado, el gráfico permite observar que el fenómeno
de la asimetría es bastante marcado a partir del segundo mes luego de ocurrido un
incremento en el precio aguas arriba (durante el primer mes ambas respuesta resultan
ser estadísticamente iguales). La respuesta ante un incremento en este último precio
domina a la respuesta ante una reducción del mismo (incluso esta respuesta resulta
ser no significativa en algunos períodos).
Gráfico 79 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de San Martín
-0.20
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
215
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 80 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido al efecto asimétrico.
Gráfico 80 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en San Martín Diferencia Diferencia Acumulada
-0.20
-0.10
0.000.10
0.20
0.300.40
0.50
0.600.70
0.80
1 2 3 4 5 6
Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el segundo mes es igual a 30 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 30 centavos más que cuando se produce una caída en el precio “río arriba”. En
este sentido la asimetría resulta desfavorable para el consumidor en el caso del diesel
2. Por otro lado, la función de diferencias acumuladas muestra que ante un shock que
incrementa en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los consumidores en San Martín
incurrirían en costos adicionales debido a la asimetría desfavorable que se presenta
durante todo el período de predicción.
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 81 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza.
216
Gráfico 81 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de San Martín
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84
octanos ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica luego de ocurrido el shock. El impacto inicial de un
incremento en el precio aguas arriba sobre el precio minorista asciende a casi 23
centavos, mientras que el efecto inicial de una reducción del precio aguas arriba es 4
centavos. Este patrón se puede observar mejor si se analizan los gráficos de las
diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 82.
Gráfico 82 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en San Martín Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Costo 90% CI
217
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante el período de predicción, lo cual señala que el efecto
asimétrico es importante en este mercado. Por otro lado, el segundo gráfico muestra
que los costos de la asimetría para los consumidores resultar ser también significativos
durante los primeros seis meses de ocurrido el shock, por el cual la asimetría resulta
ser en este caso desfavorable para los consumidores. Aproximadamente, al cabo de
seis meses el consumidor asumiría un costo de 1.5 soles debido al fenómeno de la
asimetría en el mercado de la gasolina de 84 octanos.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de San Martín, el
Gráfico 83 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso se observa también que existe un
patrón marcadamente asimétrico en la respuesta del precio minorista que se mantiene
durante todo el período de predicción. Asimismo, se aprecia que la respuesta ante un
incremento en el precio aguas arriba domina a la respuesta ante una reducción del
mismo precio.
Gráfico 83 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de San Martín
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 84 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
218
Gráfico 84 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en San Martín Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
significativa al 10% durante todo el período de predicción debido a que su intervalo de
confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una evidencia adicional
sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este mercado es importante.
Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos
en San Martín asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría luego de
seis meses de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de San Martín
resulta ser marcadamente significativo. Además, la asimetría resulta ser desfavorable
para los consumidores de combustibles incluso luego de seis meses de ocurrido un
shock de precios “río arriba”.
6.4.14. Resultados para el caso de Ucayali
La Tabla 86 muestra los resultados de las estimaciones de las ecuaciones de
largo plazo para el caso del departamento de Ucayali. Los resultados muestran que el
traspaso de las variaciones de los precios de paridad de importación hacia los precios
minoristas no es instantáneo. Los coeficientes de traspaso de largo plazo para el
diesel 2, la gasolina de 84 octanos y la gasolina de 90 octanos son calculados en 0.19,
0.26 y 0.24 respectivamente.
219
TABLA 86 Relaciones de Largo Plazo para los precios minoristas y los precios
de paridad de importación en el caso de Ucayali Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante 4.7276 4.5476 5.3994t-estat. 25.0189 16.6071 17.7967Precio Paridad Importación 0.1870 0.2561 0.2398t-estat. 3.6635 3.4926 3.0701Tendencia 0.0586 0.0514 0.0723t-estat. 12.4163 9.6700 11.4955Aj - R2 0.9384 0.8882 0.9183SEC 3.9841 6.3191 7.8371Err. Est. Regressión 0.2851 0.3591 0.3999
Elaboración: Propia.
Ellos pueden interpretarse como el efecto marginal de un incremento de 1 sol
en los precios de paridad de importación sobre los precios minoristas de los
combustibles en Ucayali que se manifiesta en el largo plazo. Por ejemplo, ante un
incremento de 1 sol en los precios de paridad, los precios minoristas del diesel 2, y las
gasolinas de 84 y 90 octanos se incrementarán en 19, 26 y 24 centavos
respectivamente una vez que los precios se ajusten a su nuevo nivel equilibrio de largo
plazo. Además, se observa que los coeficientes de la tendencia lineal son
significativos, lo cual señala que el equilibrio de largo plazo de los precios se
determina también en este caso a lo largo de una tendencia temporal. Sin embargo, la
pendiente de la tendencia es pequeña por lo que el efecto de tendencia en la relación
de largo plazo es también sólo moderado en este caso.
La Tabla 87 presenta los resultados de la estimación de la ecuación de
corrección de errores para el caso de Ucayali. Puede notarse que los parámetros de
ajuste en este caso son negativos y significativos, hecho que constituye una evidencia
de que existe un mecanismo que corrige las desviaciones de los precios minoristas de
sus niveles de equilibrio ante variaciones en los precios “río arriba”. Sin embargo, el
mecanismo de corrección de errores funciona de una manera lenta debido a que las
velocidades de ajuste son cercanas a cero: -0.2472, -0.1661, y -0.2234 para el caso
del diesel 2 y las gasolinas de 84 y 90 octanos respectivamente.
Con respecto a las pruebas de heteroscedasticidad y autocorrelación, aquellas
señalan que los errores de los modelos se encuentran bien comportados. Además, el
ajuste de los modelos, medido mediante el R2 ajustado, es adecuado para este tipo de
especificaciones. En relación a la presencia del efecto asimétrico en los mercados de
220
combustibles de Ucayali, las pruebas de Wald permiten validar sólo la hipótesis de
asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas en el caso de la gasolina
de 84 y 90 octanos. En este sentido sólo las alzas en los precios “río arriba” de las
gasolinas en Ucayali serían relevantes para explicar el comportamiento asimétrico en
la respuesta de los precios minoristas. Respecto al caso del diesel 2, la evidencia
mostrada por el modelo señala que la asimetría no sería relevante en ambos tipos de
respuestas (ante incrementos y reducciones del precio aguas arriba).
En lo que sigue, se realizará el análisis de las funciones de respuesta
acumulada de los precios minoristas de los combustibles ante una variación de un sol
en los precios “río arriba” para el caso de Ucayali. Este ejercicio permitirá verificar si el
patrón de ajuste de los precios minoristas es asimétrico cuando ocurren alzas o bajas
en los precios “río arriba”, así como permitirá evaluar si la asimetría resulta favorable o
no para los consumidores de combustibles en Ucayali.
Diesel 2
El Gráfico 85 presenta las funciones de respuesta acumulada y sus respectivos
intervalos de confianza al 90% para el caso del diesel 2 durante un período de 6
meses. Un aumento de un sol en el precio cobrado “río arriba” resulta en un aumento
de alrededor de 15 centavos en el precio al consumidor final durante el primer mes,
mientras que la respuesta estimada frente una caída en el precio “río arriba” es
estadísticamente nula. Las respuestas ante un incremento del precio resulta ser
significativa dado que sus intervalos de confianza no incluyen al cero en cada punto de
predicción. En contraste, la respuesta ante una reducción del precio río abajo sería no
significativa durante los primeros cuatro meses luego de ocurrido el shock.
Por otro lado, el gráfico permite observar que el fenómeno de la asimetría es bastante
marcado desde el primer mes luego de ocurrido un incremento en el precio aguas
arriba. La respuesta ante un incremento en este último precio domina a la respuesta
ante una reducción del mismo (incluso, como se ha comentado anteriormente, esta
respuesta resulta ser no significativa en algunos períodos).
221
TABLA 87 Modelos de Corrección de Errores estimados para el caso de Ucayali
Variables Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Constante -0.0271 -0.0557 -0.0667t-estat. -0.7369 -1.3733 -1.5040error (t-1) -0.2472 *** -0.1661 *** -0.2234 ***t-estat. -2.8438 -2.5419 -3.1749∆Precio Upstream t
(-) 0.0039 0.0128 0.0693t-estat. 0.0436 0.1526 0.8792∆Precio Upstream t-1
(-) -0.0405 0.0031 -0.0943t-estat. -0.4431 0.0339 -1.1597∆Precio Upstream t-2
(-) -0.0075 0.0183 0.0004t-estat. -0.1002 0.2414 0.0052∆Precio Upstream t-3
(-) -0.0403 -0.0721 -0.0649t-estat. -0.6204 -1.0306 -1.0175∆Precio Upstream t
(+) 0.1346 * 0.2402 *** 0.2377 ***t-estat. 1.6748 4.8720 3.8878∆Precio Upstream t-1
(+) 0.0648 0.0271 0.0485t-estat. 0.8121 0.4371 0.6597∆Precio Upstream t-2
(+) 0.0751 0.0502 0.1241 *t-estat. 0.8198 0.7233 1.6461∆Precio Upstream t-3
(+) 0.0468 0.0228 -0.0230t-estat. 0.5195 0.3213 -0.2943∆Precio Downstream t-1 0.3228 * 0.4036 *** 0.4479 ***t-estat. 1.8535 2.3841 2.5647∆Precio Downstream t-2 -0.1913 -0.0365 -0.1630t-estat. -0.9831 -0.1956 -0.8198∆Precio Downstream t-3 -0.0256 0.0857 0.1581t-estat. -0.1515 0.5428 0.8981
Aj - R2 0.3549 0.5860 0.5323SEC 0.4534 0.3723 0.6007Err. Est. Regressión 0.1138 0.1031 0.1310Breusch-Godfrey LM 0.7083 4.0010 1.2336p-value 0.8713 0.2614 0.7449White - Heteroscedasticidad 28.4424 14.3598 11.2339p-value 0.2418 0.9381 0.9872Wald χ2 Asimetria Incremento Precio 4.6128 29.5254 *** 20.9714 ***p-value 0.3294 0.0000 0.0003Wald χ2 Asimetria Reducción Precio 0.6116 1.2366 2.9235p-value 0.9618 0.8720 0.5707
* significativa al 10%, ** significativa al 5%, *** significativa al 1%. Elaboración: Propia.
Con el propósito de ilustrar mejor la presencia del fenómeno de la asimetría en
el mercado del diesel, el Gráfico 86 presenta la diferencia entre las funciones de
respuesta acumulada para alzas como para bajas en el precio “río arriba” con su
respectivo intervalo de confianza. Asimismo, se presenta la diferencia acumulada, la
cual mide imperfectamente el costo/ahorro acumulado por mes que
asumirían/obtendrían los consumidores debido al efecto asimétrico.
222
Gráfico 85 Respuesta del Precio Minorista del Diesel 2 ante un incremento (reducción)
del precio “río arriba” en el departamento de Ucayali
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Gráfico 86 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso del Diesel 2 en Ucayali Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.350.40
0.45
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
acumulada para el primer mes es igual a 12 centavos. Esto implica que, frente a un
aumento de 1 sol en el precio “río arriba”, el precio minorista, en promedio, se ajustan
en 15 centavos más que cuando se produce una caída en el precio “río arriba” durante
el primer mes. En este sentido la asimetría resulta desfavorable para el consumidor en
el caso del diesel 2. Por otro lado, la función de diferencias acumuladas muestra que
ante un shock que incrementa en un sol el precio del diesel 2 “río arriba”, los
consumidores en Ucayali incurrirían en costos adicionales debido a la asimetría
desfavorable que se presenta durante todo el período de predicción.
223
Gasolina de 84 octanos
Con relación al caso de la gasolina de 84 octanos, el Gráfico 87 presenta las
funciones de respuesta a impulsos con sus respectivos intervalos de confianza. El
gráfico muestra que la respuesta del precio minorista de la gasolina de 84 octanos
ante un incremento (disminución) en un sol por galón del precio “río arriba” es
marcadamente asimétrica luego de ocurrido el shock. El impacto inicial de un
incremento en el precio aguas arriba sobre el precio minorista asciende a casi 25
centavos, mientras que el efecto inicial de una reducción del precio aguas arriba nulo
(en particular, la respuesta ante una reducción de este último precio es
estadísticamente nula durante los dos primeros períodos).
Gráfico 87 Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 84 octanos ante un incremento
(reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ucayali
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
Este patrón se puede observar mejor si se analizan los gráficos de las
diferencias y las diferencias acumuladas de las funciones de respuesta que se
presentan en el Gráfico 88.
224
Gráfico 88 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 84 octanos en Ucayali Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
El primer gráfico muestra que la diferencia entre las funciones de respuesta
resulta ser significativa durante el período de predicción, lo cual señala que el efecto
asimétrico es importante en este mercado. Por otro lado, el segundo gráfico muestra
que los costos de la asimetría para los consumidores resultar ser también significativos
durante los primeros seis meses de ocurrido el shock, por el cual la asimetría resulta
ser en este caso desfavorable para los consumidores. Aproximadamente, al cabo de
seis meses el consumidor asumiría un costo de 1.6 soles debido al fenómeno de la
asimetría en el mercado de la gasolina de 84 octanos.
Gasolina de 90 octanos
Respecto al caso de la gasolina de 90 octanos en el mercado de Ucayali, el
Gráfico 89 muestra las funciones de respuesta del precio minorista con sus
respectivos intervalos de confianza. En este caso se observa también que existe un
patrón marcadamente asimétrico en la respuesta del precio minorista que se mantiene
durante todo el período de predicción. La respuesta ante un incremento en el precio
aguas arriba domina a la respuesta ante una reducción del mismo precio. En
contraste, la respuesta ante una reducción en el precio aguas arriba no resulta ser
significativa entre el segundo y el quinto mes luego de ocurrido el shock.
225
Gráfico 89
Respuesta del Precio Minorista de la Gasolina de 90 octanos ante un incremento (reducción) del precio “río arriba” en el departamento de Ucayali
-0.10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
1 2 3 4 5 6
Meses luego del cambio de precios "río arriba"
Res
pues
ta A
cum
ulad
a (S
oles
/Gal
ón)
Incremento 90% CI+ Reducción 90% CI-
El Gráfico 90 muestra la diferencia y la diferencia acumulada de las funciones
de respuesta.
Gráfico 90 Diferencia entre las funciones de respuesta acumulada para el
caso de la gasolina de 90 octanos en Ucayali Diferencia Diferencia Acumulada
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
1 2 3 4 5 6Meses
Sole
s / G
alón
Diferencia 90% CI
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
1 2 3 4 5Meses
Sole
s / G
alón
6
Costo 90% CI
De acuerdo al primer gráfico, la diferencia entre las funciones de respuesta es
significativa al 10% durante todo el período de predicción debido a que su intervalo de
confianza no contiene al cero en este período. Ello constituye una evidencia adicional
sobre el hecho que el patrón de respuesta asimétrico en este mercado es importante.
226
Asimismo, el segundo gráfico señala que los consumidores de gasolina de 90 octanos
en Ucayali asumirían costos positivos como consecuencia de la asimetría luego de
seis meses de ocurrido el shock de precios aguas arriba.
En conclusión, el fenómeno de respuesta asimétrica en los precios del diesel 2,
así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos en el departamento de Ucayali resulta
ser marcadamente significativo. Además, la asimetría resulta ser desfavorable para los
consumidores de combustibles incluso luego de seis meses de ocurrido un shock de
precios “río arriba”.
6.5. Síntesis de los resultados
La Tabla 88 resume los resultados obtenidos en las secciones anteriores. El
resultado general del análisis de respuesta a impulsos permite sostener que la
respuesta asimétrica de los precios minorista frente a cambios en los precios de
paridad de importación resulta ser un fenómeno predominante en los mercados de
combustibles líquidos en la muestra de departamentos analizada. La asimetría positiva
(aquella en que la respuesta ante un incremento en el precio del combustible río arriba
es la dominante) es un fenómeno característico de 26 mercados de combustibles
líquidos regionales. En contraste, la asimetría negativa (aquella en la que la respuesta
ante una reducción en el precio del combustible río arriba es la dominante) resulta ser
un suceso escasamente frecuente dado que sólo se presenta en dos mercados de
diesel 2 (en Lima y Piura). La reversión en el patrón de los precios sólo se presenta en
cuatro casos (principalmente en el caso de los mercados del diesel 2). Asimismo, la
respuesta simétrica de los precios minoristas ocurre también sólo en cuatro mercados.
227
TABLA 88 Asimetría en la Respuesta de los Precios
Minoristas de los Combustibles Departamentos Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
Lima Asimetría (-) Asimetría (+) Asimetría (+)Arequipa Asimetría (+) Asimetría (+) Asimetría (+)Ancash Reversión Asimetría (+) Asimetría (+)Cajamarca Simetría Asimetría (+) Asimetría (+)Cusco Reversión Asimetría (+) Asimetría (+)Ica Asimetría (+) Asimetría (+) Asimetría (+)Junín Reversión Simetría Asimetría (+)La Libertad Reversión Asimetría (+) Asimetría (+)Loreto Asimetría (+) Asimetría (+) Asimetría (+)Piura Asimetría (-) Simetría SimetríaSan Martín Asimetría (+) Asimetría (+) Asimetría (+)Ucayali Asimetría (+) Asimetría (+) Asimetría (+)
Asimetría (-): asimetría negativa, favorable a los consumidores. Asimetría (+): asimetría positiva, desfavorable a los consumidores. Reversión: las funciones de respuesta revierten su trayectoria. Simetría: no se existe respuesta asimetría en los precios minoristas. Elaboración: Propia.
En conclusión, a partir de la evidencia mostrada en esta sección, puede
afirmarse que la asimetría positiva en la respuesta de los precios minoristas es un
fenómeno generalizado en los mercados regionales de combustibles en el Perú.
6.6. Medición de los costos/ahorros asumidos por los consumidores debido a la asimetría en la respuesta de los precios minoristas
A partir de las funciones de respuesta acumuladas que han sido presentadas
en las secciones anteriores, es posible estimar la magnitud del costo/ahorro que
asumirían los consumidores en cada mercado regional debido al fenómeno de la
asimetría en la respuesta de los precios minoristas, utilizando la ecuación (6.6). La
Tabla 89 presenta las estimaciones de estos costos/ahorros calculados para un
periodo de 6 meses luego de ocurrido un shock de precios río arriba.
Como puede notarse, un incremento de un sol en los precios río arriba
generaría, en la mayoría de los mercados regionales, costos adicionales significativos
para los consumidores por encima del costo regular por galón de combustible. En
particular, la compra de gasolina de 90 octanos, luego de ocurrida una variación del
precio río arriba, ocasionaría el mayor costo adicional para los consumidores dado
que, en promedio, la respuesta asimétrica de los precios provocaría un costo adicional
por galón de 1.47 soles luego de seis meses. Por ejemplo, si un conductor comprase
228
40 galones de gasolina de 90 octanos durante el sexto mes luego de ocurrido un
cambio en el precio río arriba, este pagaría en promedio, ceteris paribus, 58.8 soles
más de lo que hubiese pagado en ausencia del fenómeno de la respuesta asimétrica.
Con respecto al caso de la gasolina de 84 octanos, los consumidores asumirían
por la compra de un galón de este combustible un costo promedio adicional de 1.33
soles luego de seis meses de ocurrido un cambio en el precio río arriba.
TABLA 89 Estimación del Costo/Ahorro acumulado para los consumidores
Frente a un cambio de un S/. 1 en los precios de paridad de importación (Soles / Galón luego de seis meses)
Ciudades
Lima -0.24 * 0.95 * 1.26 *Arequipa 0.79 * 2.27 * 1.77 *Ancash 0.33 * 1.37 * 1.63 *Cajamarca 0.02 1.91 * 1.62 *Cusco 0.60 * 0.96 * 1.77 *Ica 0.62 * 1.99 * 2.01 *Junín 0.66 * 0.24 0.95 *La Libertad 0.28 * 1.69 * 1.22 *Loreto 1.43 * 1.56 * 1.59 *Piura -1.07 * 0.04 0.43San Martín 2.12 * 1.35 * 1.55 *Ucayali 1.16 * 1.59 * 1.80 *
Diesel 2 Gasolina 84 Gasolina 90
* Al menos en un período la diferencia de las funciones de respuesta acumulada es significativa.
En relación al caso del diesel 2, los cálculos realizados muestran que los
costos asumidos por los consumidores por comprar este combustible serían menores
con respecto a los costos asumidos por comprar gasolinas. En promedio, los
consumidores asumirían un costo adicional de sólo 56 centavos por galón luego de
seis meses.
Debe destacarse que en ciertos mercados los costos adicionales para los
consumidores como consecuencia del patrón de respuesta asimétrico resultan no
significativos, como son los casos de los mercados de gasolinas en Piura, el mercado
del diésel 2 en Cajamarca, y el mercado de la gasolina de 84 octanos en Junín. En
estos casos el fenómeno de la asimetría en la respuesta de los precios minoristas no
es significativo (en otras palabras, la respuesta de los precios minoristas es simétrica
en estos mercados).
Sólo para el caso de dos mercados se ha encontrado evidencia de que
existirían ahorros para los consumidores derivados del fenómeno de la respuesta
229
asimétrica de los precios minoristas: los mercados de diesel 2 en Lima y Piura. La
magnitud del ahorro adicional que podrían obtener los consumidores de diesel 2 en
Lima y Piura asciende a 0.27 y 1.07 soles, respectivamente. Lo que resulta interesante
en este caso es que la respuesta ante una reducción del precio “río arriba” es mayor a
la respuesta ante un incremento del mismo, durante los primeros 3 meses. Como se
ha mencionado anteriormente, este resultado contrasta con la evidencia mostrada por
otros estudios internacionales respecto al fenómeno rockets and feathers en los
mercados de combustibles.
No obstante, en el caso peruano este tipo de resultado puede deberse al hecho
que los precios al consumidor del diesel 2 son, hasta cierto punto, controlados por el
gobierno, puesto que éste ha tendido a reducir el impuesto selectivo al consumo para
atenuar el impacto de la subida de los precios “río arriba” (especialmente, cuando
ocurren subidas bruscas en el precio internacional del petróleo). Sin embargo, el
efecto de este tipo de política sólo se mantendría en el corto plazo, puesto que luego
del cuarto mes, la respuesta ante la caída en el precio “río arriba” resulta mayor a la
respuesta ante una reducción del mismo de acuerdo a la evidencia mostrada para este
mercado. La política de reducción del impuesto selectivo en el caso del diesel 2 podría
explicar también por qué se observa un costo promedio menor para el consumidor,
provocado por el fenómeno de la respuesta asimétrica. Evaluar este tipo de efecto
sería interesante para establecer la relación entre la política tributaria y la
estabilización de los precios, pero este tipo de evaluación se encuentra más allá de los
objetivos de los términos de referencia de este estudio y queda pendiente para futuras
investigaciones.
6.7. Conclusiones y Comentarios Finales
En este capítulo se analizó la presencia del fenómeno de respuesta asimétrica
en los precios minoristas del diesel 2, así como de las gasolinas de 84 y 90 octanos frente a cambios en los precios de paridad de importación. Los resultados muestran
que el patrón de respuesta asimétrico de los precios minoristas es un fenómeno
generalizado en los principales departamentos del Perú. En particular, la evidencia
mostrada en este capítulo señala que el precio cobrado a los consumidores finales de
combustibles reacciona con mayor intensidad frente a aumentos en el precio de
paridad de importación que frente a disminuciones del mismo, en 26 mercados
regionales sobre un total de 36. Por otro lado, el proceso de ajuste de los precios
230
minoristas a sus niveles de equilibrio de largo plazo, luego de ocurridas variaciones en
los precios río arriba es lento, lo cual implica que la respuesta asimétrica de los precios
minoristas es un fenómeno persistente a lo largo del tiempo y que tarda en corregirse
varios meses después de ocurridos los shocks de precios río arriba. Asimismo, los
resultados empíricos señalan que el traspaso de estos shocks de precios no es
completo en el largo plazo, y por tanto los incrementos y/o reducciones de los precios
de paridad de importación no se transmitirán, en promedio, de manera plena hacia los
consumidores finales.
En la mayoría de los mercados regionales de combustibles que han sido
estudiados, se ha observado que los consumidores asumen costos adicionales como
consecuencia del patrón de respuesta asimétrico de los precios minoristas. En
particular, los consumidores de combustibles asumirían un costo adicional de 1.47,
1.33, y 0.58 soles por galón de gasolina de 90 y 84 octanos y de diesel 2,
respectivamente, luego de seis meses de ocurrida una variación de los precios de
paridad de importación.
Resulta útil terminar este capítulo con una breve discusión acerca de las
posibles justificaciones teóricas para la existencia del fenómeno rockets and feathers.
Como señala Vásquez (2005)107, existen cuatro explicaciones fundamentadas en la
Teoría de la Organización Industrial: a) la existencia de precios focales en industrias
donde existe poder de mercado, b) el manejo de los inventarios de combustibles, c) los
costos de ajuste de las refinerías, y d) los costos de búsqueda (searching cost).
En relación al primer argumento, éste se basa en la hipótesis de la existencia
de un número reducido de empresas dominantes que producen/comercializan
combustibles y que interactúan bajo un esquema de colusión tácita bajo el cual la
reputación de las empresas es importante para mantener el acuerdo de mantener
márgenes altos. En este contexto, si las empresas consideran el acuerdo tácito y
tienen conocimiento imperfecto del precio del insumo que pagan sus competidoras,
entonces cada una tendrá una función de pérdida con una menor disposición a bajar
sus márgenes que a subirlos. De un lado, cuando sube el precio del combustible río
arriba, las empresas comercializadoras de combustible elevarán rápidamente sus
precios para sostener sus márgenes, lo cual constituye además una señal a sus
competidores. De otro lado, cuando el precio del insumo cae, las empresas bajarán
sus precios solamente si son forzadas por una caída de la demanda o por una
evidencia de que sus competidores están bajando sus precios. Si no es así, el precio
107 Los argumentos que se explicarán a continuación están basado en el mismo trabajo del autor.
231
vigente constituye un punto focal para la coordinación oligopólica. De esta forma, la
colusión tácita en la cadena de distribución de combustibles explicaría la existencia del
fenómeno de la respuesta asimétrica.
De otro lado, en el caso de la industria de hidrocarburos la existencia de
inventarios finitos es un factor que puede explicar la respuesta asimétrica de los
precios minoristas ante shocks en el mercado río arriba. El argumento establece que
cuando los precios de paridad de importación de largo plazo aumentan (por ejemplo,
debido a una disminución de las reservas internacionales de combustibles refinados,
una restricción de la oferta mundial de combustibles, o un crecimiento no anticipado de
la demanda mundial), las refinerías domésticas que mantienen inventarios de
combustibles pueden incrementar sus precios ajustando el valor de sus stock de
productos refinados, lo cual tiene efectos negativos sobre la demanda y positivos
sobre el valor de sus inventarios. Por el contrario, cuando el precio de paridad de
importación de largo plazo disminuye, las empresas que mantienen inventarios no
disminuirían sus precios con la misma rapidez porque sus inventarios son finitos - si no
lo fueran ellas podrían incrementar rápidamente sus ventas a un menor precio. En este
contexto, las empresas esperaran a agotar sus inventarios de combustibles para luego
realizar la corrección de los precios hacia abajo108.
Con respecto al tercer argumento, éste sostiene que las refinerías también
pueden enfrentar altos costos de ajuste de su producción ante cambios en la
disposición de crudo por la automatización de las operaciones de destilación y
procesamiento, así como por los costos fijos que tienen que asumir al detenerse la
operación en tiempo real del proceso productivo si escasea el petróleo. Esto induce a
que las empresas ajusten su producción de manera lenta a través del manejo del
proceso industrial de refinación. Cuando el abastecimiento del crudo se hace costoso
(como consecuencia de una subida de los precios internacionales que se manifiesta
mediante mayores precios de paridad de importación), las refinerías se ven forzadas a
reducir su cuota de producción de combustibles, lo cual conduce a un incremento
brusco de los precios ex-planta. Sin embargo, cuando el abastecimiento de crudo se
regulariza, las refinerías ajustan lentamente el incremento de su cuota de producción,
con el objeto de recuperar las pérdidas comerciales ocasionadas por el shock de
precios y obtener un mayor margen de refinación, ocasionando que los precios de los
combustibles se reduzcan lentamente.
108 Es decir, los costos de disminuir inventarios son distintos a los costos de incrementar inventarios en el corto plazo. Este argumento está relacionado con el hecho que una disminución de inventarios puede ser particularmente costosa si la refinería no mantiene los stock suficientes. Este tipo de argumento es válido a nivel de las refinerías pero a nivel de las estaciones de servicio debido a que estas suelen tener una mayor rotación de inventarios.
232
Finalmente, la existencia de costos de búsqueda en los que incurren los
consumidores para localizar establecimientos con precios más bajos, puede otorgar
poder monopólico a empresas en su ámbito de influencia local ocasionando una
respuesta asimétrica en el ajuste de los márgenes minoristas a cambios en los precios
mayoristas. En el caso de la industria de hidrocarburos, cada estación de servicio
puede ejercer poder monopólico en su área de influencia debido a la segmentación
espacial de mercados a nivel geográfico dentro de una ciudad y/o región, así como por
la diferenciación de sus productos a través de la prestación de servicios
complementarios. Naturalmente el poder de mercado de estas estaciones está limitado
por la posibilidad que tienen los consumidores de sustituir a la estación. De esta
manera, cuando los mayoristas suben sus precios, las estaciones de servicio
incrementarían sus precios rápidamente para cubrir sus costos operativos y obtener un
mayor margen comercial. En contraste, cuando los precios mayoristas caen, las
estaciones de servicio aprovechan su poder de mercado local para no bajar sus
precios automáticamente y extraer mayores ganancias. Sólo cuando los costos de
búsqueda en los que incurren los consumidores son relativamente menores que los
beneficios de menores precios, las estaciones de servicio se ven forzadas a bajar sus
precios gradualmente a niveles competitivos.
Existen otros factores ajenos a la organización industrial de la distribución de
los combustibles líquidos en el Perú que podrían influir en la generación de respuestas
asimétricas en los precios minoristas. En primer lugar, la intervención del Estado
mediante la política impositiva aplicada a los combustibles en contexto de marcadas
subidas de los precios internacionales podría alterar la respuesta de los precios
minoristas ante estos incrementos. Por ejemplo, en este capítulo se ha argumentado
que las reducciones del impuesto selectivo al consumo del diesel 2 luego de ocurridos
shocks de precios internacionales podrían ser un factor que influya en la respuesta de
los precios río abajo.
En segundo lugar, el funcionamiento del Fondo de Estabilización de
Combustibles podría en alguna medida atenuar los efectos de la volatilidad de los
precios internacionales de los combustibles en el mercado doméstico, alterando las
respuestas de los precios minoristas.
En tercer lugar, la presencia de exoneraciones tributarias en la región de la
selva podría estar generando distorsiones en los mecanismos de formación de precios
233
de los combustibles, lo cual podría generar a su turno la exacerbación de la respuesta
asimétrica de los precios minoristas en esta región109.
En este mismo sentido, la presencia de contrabando de combustibles en las
regiones fronterizas del Perú, proveniente principalmente del Ecuador y de Bolivia
donde los precios son considerablemente menores en comparación a los ofrecidos en
el Perú, podría ocasionar que el patrón de respuesta asimétrico sea reducido110.
La evidencia mostrada en este estudio sugiere que estas explicaciones pueden
ser relevantes para explicar el fenómeno de la respuesta asimétrica en los precios
minoristas. Sin embargo, la información disponible no permite a la fecha llevar a cabo
pruebas estadísticas para evaluar estas hipótesis y menos identificar cuál de estas
explicaciones sería la más relevante para explicar la presencia del fenómeno rockets
and feathers en los mercados regionales de combustibles en el Perú. Este tipo de
análisis escapa a los objetivos planteados en los términos de referencia de este
estudio y queda como tema pendiente a investigar en futuros estudios sobre el tema.
109 Las exoneraciones tributarias han generado incentivos suficientes para incrementar el traslado de combustibles entre las zonas exoneradas y las ciudades no exoneradas más cercanas a estas. Por la cercanía de las plantas de abastecimiento, el contrabando interno fomentaría el desvío de combustibles desde el departamento de Loreto (planta de Yurimaguas) hacia el departamento de San Martín, y desde el departamento de Ucayali hacia el departamento de Huanuco. Las oportunidades de arbitraje generadas en esta zona podrían estar generando que el patrón de respuesta de los precios tienda a ser más asimétrico que bajo condiciones de nulo arbitraje. 110 Por ejemplo, la evidencia mostrada para el caso de Piura, la cual señala que el fenómeno de respuesta asimétrica no esta presente en los mercados de las gasolinas, puede ser consistente con este argumento puesto que una parte del combustible consumido en ese departamento proviene de la frontera con el Ecuador.
234
CAPÍTULO 7: RECOMENDACIONES DE POLÍTICA El estudio ha mostrado que en el segmento dowstream de la industria del
petróleo en el Perú existe una elevada concentración industrial en las etapas de
refinación y comercialización mayorista de combustibles líquidos. Al mismo tiempo, se
encontró que la comercialización minorista se encuentra atomizada debido a la
existencia de un elevado número de establecimientos a lo largo del territorio nacional,
muchos de los cuales operan de manera independiente. En este contexto, los
mecanismos de fijación de los precios de los combustibles descrito están influidos por
diferentes factores: a) las variaciones de los precios de paridad de importación de los
combustibles, b) la política de precios de las empresas que operan las refinerías, c) la
aplicación de márgenes comerciales en la etapa mayorista y minorista, d) las prácticas
comerciales aplicadas por los distribuidores de combustibles (restricciones verticales
como los contratos de exclusiva), e) la localización de los establecimientos de venta al
público en el espacio geográfico, y f) la política tributaria y los mecanismos de
estabilización aplicados a los precios de los combustibles.
Otro resultado del estudio es la verificación de asimetrías en las respuestas de
los precios minoristas frente a variaciones en los precios de paridad de importación,
como un patrón generalizado que afecta a varios mercados regionales. Los precios
que pagan los consumidores finales reaccionan con mayor intensidad frente a
aumentos en los precios de paridad de importación, que frente a reducciones en
dichos precios. En consecuencia, los consumidores deben incurrir en costos más
elevados al adquirir combustibles líquidos.
Frente a estos resultados la primera recomendación que puede formularse se
refiere a la conveniencia de iniciar una investigación de oficio dirigida a examinar en
detalle las condiciones de competencia en los segmentos relevantes de la cadena de
distribución de combustibles líquidos, así como a evaluar las causas específicas de
estas asimetrías y su relación con las condiciones de competencia en la industria,
priorizando los mercados regionales más afectados por este fenómeno, los cuales han
sido identificados con precisión en el capítulo anterior.
Al respecto se sugiere utilizar una metodología de encuestas similar a la
aplicada en este estudio para el caso específico de la ciudad de Lima, con el propósito
de generar la información requerida para someter a prueba las hipótesis formuladas en
relación a las probables causas de estas asimetrías. Para ello es preciso fortalecer las
capacidades institucionales del INDECOPI, asignándole los recursos que requiere
para fortalecer sus equipos de profesionales dedicados a la investigación de las
235
condiciones de competencia en los mercados. Uno de los desafíos centrales al
respecto se refiere al liderazgo del INDECOPI en el desarrollo descentralizado de
capacidades de investigación, en cooperación con universidades y otras instituciones
activas en este campo.
La segunda recomendación, relacionada con la anterior, tiene como punto de
partida el reconocimiento de que el diseño institucional del INDECOPI es aún precario
en términos de la autonomía y del “blindaje” que requiere para desempeñar sus
funciones con eficacia, y especialmente para hacer frente a las eventuales presiones
del poder económico y político. Las investigaciones sobre eventuales abusos en el
poder de mercado y sobre las prácticas empresariales que restringen o distorsionan la
competencia, inevitablemente tienen un carácter complejo y controvertido, y tienden a
generar resistencias y cuestionamientos de diverso tipo, sobre todo cuando las partes
afectadas son empresas de gran envergadura, como es el caso de la industria del
petróleo.
Al respecto, el marco normativo de los organismos reguladores de los servicios
públicos (energía, telecomunicaciones, infraestructura de transporte, agua y
saneamiento) establece, por ejemplo, la designación de los miembros de sus consejos
directivos por períodos de cinco años, con renovación escalonada, y restricciones a la
remoción arbitraria, la cual se limita a casos de faltas graves y contempla un debido
proceso, que incluye la comparecencia del Primer Ministro ante la Comisión
Permanente del Congreso de la República para sustentar la eventual remoción de los
directores.
En contraste, el marco normativo del INDECOPI no tiene mecanismos de
protección análogos o similares. De hecho, los integrantes de sus principales órganos
de dirección pueden ser removidos y reemplazados de manera arbitraria y sin
expresión de causa por el poder ejecutivo. Esto puede limitar la capacidad de enfrentar
presiones de los grupos económicos, por ejemplo, si sus funcionarios se sienten
potencialmente afectados o amenazados por los resultados de una investigación.
Al respecto es oportuno mencionar que el equipo de investigación enfrentó
serias dificultades para conseguir la cooperación de una de las cuatro empresas
mayoristas de mayor envergadura, vinculada a uno de los principales grupos
económicos del país. Como se explica en el Anexo 2, no obstante las gestiones
realizadas, incluso a través del INDECOPI, los funcionarios de esta empresa se
negaron a facilitar la información solicitada y no aceptaron ser entrevistados. En
algunas de las estaciones de servicio que operan con la marca de bandera de esta
236
empresa, los administradores rechazaron a los encuestadores e incluso obstruyeron la
aplicación de la encuesta a los pilotos de los vehículos que se encontraban en las
estaciones.
En estas condiciones, ciertamente es difícil implementar políticas de
competencia más enérgicas y efectivas para hacer frente al ejercicio abusivo del poder
de mercado. En realidad, el fortalecimiento institucional del INDECOPI constituye una
condición sine qua non y de primer orden para asegurar el desarrollo de mercados
abiertos y competitivos. Como se indicó, esto incluye un incremento sustantivo de los
recursos presupuestales asignados al INDECOPI, pues a la fecha la institución debe
sufragar un elevado porcentaje de sus gastos de funcionamiento con recursos propios,
generados por las tasas que cobra por los servicios e intervenciones requeridas por
los ciudadanos y las empresas.
Al mismo tiempo, el fortalecimiento de la autonomía no es una condición
suficiente, también es necesario que el INDECOPI adopte estándares igualmente
exigentes en materia de transparencia y rendición de cuentas. Como señalan Távara y
Ochoa, “la cultura dominante en el INDECOPI durante la década de 1990 podía
caracterizarse como una “cultura del secreto”, toda vez que sus funcionarios no se
sentían obligados a facilitar el acceso a la información relevante y, por el contrario,
mostraron una tendencia a clasificar buena parte de la información como confidencial,
sin sustento alguno” (2007: 161). La cultura corporativa de los funcionarios del
INDECOPI parece haber evolucionado en la dirección correcta, especialmente desde
que se inició el proceso de transición a la democracia a fines del año 2000. Sin
embargo, es preciso adoptar reglas formales para elevar la transparencia de los
procedimientos y los procesos de decisión, a efectos de que un eventual
fortalecimiento de su autonomía institucional, efectivamente se traduzca en un mejor
desempeño del INDECOPI al servicio de los ciudadanos.
Como se indicó, el estudio ha puesto de relieve el elevado grado de
concentración que se observa en la industria peruana de hidrocarburos,
particularmente en la actividad de refinación. La estructura organizativa adoptada por
las empresas de refinación y comercialización de combustibles líquidos que participan
en la industria del petróleo, sugiere que no hay razón alguna para esperar una
evolución espontánea hacia mercados más competitivos, incluso en un contexto de
cambio de matriz energética. En este orden de ideas, es necesario llenar algunos
vacíos evidentes en el marco normativo, especialmente en lo que se refiere a la
promulgación de una norma que regule las fusiones y concentraciones empresariales.
La anterior administración del INDECOPI promovió la aprobación de una ley en esta
237
materia, pero la propuesta no logró respaldo suficiente en el Congreso de la República
anterior. Es recomendable que la nueva administración retome y ponga al día esta
iniciativa, y la someta a consideración del nuevo Congreso de la Republica.
238
8. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS
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http://www.larepublica.com.pe/component/option,com_contentant/task,view/id,198671/Itemid,484/
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9. ANEXOS ANEXO 1 1. Ficha técnica
a. Universo o población objetivo: grifos o estaciones de venta minorista de combustibles ubicados en la provincia de Lima y Callao. La selección de estaciones se realizó usando como marco muestral el registro publicado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). b. Tamaño de la muestra: 277 grifos o estaciones de venta minorista de combustibles ubicados en la provincia de Lima y Callao. c. Error y nivel de confianza estimados: 4.4% con un nivel de confianza del 95%, asumiendo 50%-50% de heterogeneidad, bajo el supuesto de muestreo aleatorio simple. d. Distritos donde se aplicaron las encuestas: Callao, Bellavista, Carmen de La Legua Reynoso, La Perla, Ventanilla, Lima, Ate, Barranco, Breña, Carabayllo, Chaclacayo, Chorrillos, Cieneguilla, Comas, El Agustino, Independencia, Jesús Maria, La Victoria, Lince, Los Olivos, Lurín, Magdalena del Mar, Pueblo Libre, Miraflores, Puente Piedra, Rimac, San Borja, San Isidro, San Juan de Lurigancho, San Juan de Miraflores, San Martin de Porres, San Miguel, Santiago de Surco, Surquillo, Villa El Salvador y Villa Maria del Triunfo. e. Ajustes al tamaño de la muestra: El tamaño de la muestra se determinó considerando la previsión de una tasa de rechazo elevada, del orden del 40%. Debido a que 37 estaciones de la muestra se encontraron clausuradas y cerradas durante el trabajo de campo, se amplió la muestra en un igual número de estaciones, las cuales fueron seleccionadas de manera aleatoria. f. Instrumentos: Cuestionario estructurado y estandarizado con preguntas abiertas y cerradas. Para validar el instrumento se realizó una encuesta piloto a 10 estaciones de servicio. g. Técnica de recolección de datos: Observación y entrevistas directas a un informante calificado y 4 usuarios de los grifos o estaciones de venta minorista de combustibles. h. Supervisión de campo: Se llevó a cabo una supervisión diferida del 30% de las encuestas (87 estaciones). i. Fechas de aplicación: Entre los días 12 de noviembre y 15 de diciembre del 2007. Durante el mes de enero del 2008 se aplicaron 7 encuestas adicionales en estaciones no visitadas que formaban parte de las 500 seleccionadas inicialmente
2. Marco muestral
El marco muestral ha sido obtenido de un registro publicado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), que incluye a todas las estaciones minoristas con registros hábiles a septiembre del 2007, es decir a todos los establecimientos de venta al público de combustibles, que legalmente se encuentran en capacidad de realizar sus
244
actividades de manera formal. El registro se actualiza y publica trimestralmente. A septiembre del 2007, registraba 3532 estaciones de servicio a nivel nacional.
El marco muestral fue definido a partir de un subconjunto de este registro, que corresponde a los establecimientos localizados en el departamento de Lima y la provincia constitucional El Callao. Un establecimiento de venta al público de combustibles, se define como una instalación en la cual los combustibles son objeto de recepción, almacenamiento y venta al público. De acuerdo a las definiciones del MINEM, las estaciones de servicio son empresas que, además de la venta de combustibles, brindan una serie de servicios como son el lavado y engrase de los vehículos, cambios de aceite, minimarket, reparación de llantas, venta de lubricantes, etc. De otro lado, el establecimiento denominado grifo, se dedica exclusivamente a la comercialización de combustibles, aunque también se le permite la venta de lubricantes, filtros, baterías, llantas y accesorios para automotores. Otro tipo de establecimiento es el Grifo flotante, cuyas instalaciones cuentan con tanques de almacenamiento de combustible instalados en embarcaciones ancladas, y que suele abastecer a otras embarcaciones en mar, ríos o lagos. El grifo de kerosene es un establecimiento dedicado exclusivamente a la comercialización de este producto y, finalmente, el grifo rural es aquel que se encuentra ubicado en una zona considerada como tal por la municipalidad provincial respectiva111.
Sólo se tomaron en cuenta estaciones de servicio de venta de Gas Natural Vehicular (GNV), estaciones de servicio mixtas, grifos de vía pública y puestos de venta de combustibles – grifos, así como estaciones de servicio general. Se excluyeron del marco muestral 396 establecimientos, grifos de kerosene, grifos rurales, debido a que estos establecimientos se ubicaban en la periferia de Lima, o no vendían los combustibles que se iban a analizar en la investigación. Quedaron entonces 616 estaciones de servicio de los distritos de la Zona metropolitana de Lima, incluyendo la provincia de El Callao y los distritos donde se ubican las carreteras interprovinciales que conectan Lima con el norte (Puente Piedra y Carabaillo), con el Sur (Lurín), y con el centro (Ate y Chaclacayo). Se excluyeron del marco muestral las estaciones localizadas en los distritos correspondientes a los balnearios (Ancón y Santa Rosa por el norte y Punta Hermosa, Punta Negra, San Bartolo, Santa María, Pucusana por el sur), y a zonas suburbanas que no forman propiamente parte de la metrópoli (Pachacamac por el sur, Lurigancho Chosica por el centro).
En el informe, el término “estaciones de servicio” o “estaciones” se utiliza de manera general, y se refiere indistintamente a las estaciones de servicio con venta de GNV, estaciones de servicio mixtas, grifos de vía pública y puestos de venta de combustibles – grifos, así como estaciones de servicio general.
3. Diseño del cuestionario
Las preguntas de la encuesta fueron formuladas teniendo en cuenta los objetivos de la investigación. Luego se llevó a cabo una encuesta piloto, a fin de poner a prueba la precisión de las preguntas y de identificar las principales dificultades en su aplicación. Los resultados de la encuesta piloto fueron examinados por el equipo y dieron lugar a la reformulación de algunas preguntas.
Las encuestas a las estaciones de servicio fueron realizadas en tres partes: a) una entrevista al administrador o encargado de la estación, b) la observación de 111 Glosario, siglas y abreviaturas del Subsector Hidrocarburos aprobado mediante Decreto Supremo Nª 032-2002-EM.
245
características del establecimiento por parte del encuestador, y c) entrevista a 4 usuarios de la estación de servicio.
La encuesta está dividida en 9 partes. La primera parte incluye los datos de control del encuestador. La segunda parte está referida a la ubicación e identificación del establecimiento incluyendo los datos sobre el informante y el propietario de la estación. La tercera parte refiere a las características generales, capacidad de almacenamiento e información sobre el régimen de propiedad y abastecimiento. En esta sección se encuentra la pregunta central de la encuesta en la cual se identifica el tipo de estación de servicio: red de gestión propia, concesión, abanderada o afiliada, independiente u otra. La cuarta parte de la encuesta está referida a la información sobre condiciones comerciales en las estaciones que operan con marca o bandera (concesiones, afiliadas o abanderadas). La quinta parte refiere a las condiciones comerciales para estaciones independientes. La sexta parte refiere a la información sobre productos y/o servicios que brindan mayores ingresos. La sétima parte está referida a la información sobre trabajadores y regímenes de contratos laborales. La octava parte corresponde a las características generales del establecimiento y precios. Esta sección fue llenada por observación directa. La última parte de la encuesta corresponde a la percepción de la prestación de los servicios al usuario.
4. Selección de la muestra
La selección de la muestra fue aleatoria a través de la función de números aleatorios del programa Microsoft Excel. El proceso consistió en el ordenamiento del listado según el número aleatorio creado, de menor a mayor. Debido a que el Instituto de Opinión Pública de la PUCP estimó, luego de la encuesta piloto, que el porcentaje de respuesta a la encuesta podría alcanzar sólo el 60% y dado que el objetivo propuesto era encuestar a 300 estaciones de servicio; la muestra seleccionada correspondió a las 500 primeras estaciones de servicio del listado, ordenado según lo indicado anteriormente.
246
ANEXO 2
1. Detalles sobre el informante Respecto a la entrevista con el encargado de la estación, en un 42% de los casos dicho encargado o informante fue el administrador de la estación y en un 17% fue su asistente directo. Sin embargo, en un 38% el informante fue el contador o “el jefe de playa”.
Es oportuno destacar entonces que en muchos casos el informante no fue el administrador de la estación. En general se recurrió a otros informantes como los “jefes de playa”, quienes se mostraron más dispuestos a brindar información que el personal administrativo.
TABLA A2-1
Cargo del informante en el establecimiento Casos %
116 42%47 17%4 1%6 2%
104 38%277 100%Total
Cargo del informanteAdministrador del establecimiento
Otro
Asistente del administradorContadorPropietario
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles
Elaboración: Propia
2. Actividades realizadas y problemas encontrados durante la ejecución de la encuesta
Para la aplicación, supervisión y procesamiento de los datos de la encuesta se contrató al Instituto de Opinión Pública de la PUCP (IOPUCP). La aplicación de la encuesta se realizó entre el 12 de noviembre y el 10 de diciembre del 2007, mientras que la supervisión se realizó entre el 13 y 16 del mismo mes. Por motivos de falta de disponibilidad de los informantes, algunas encuestas adicionales fueron concluidas durante el mes de enero del 2008.
Para la aplicación de la encuesta se realizaron diversas actividades con el fin de facilitar el acopio de información y presentar las credenciales necesarias para el recojo de la misma. Con el fin de identificar a los encuestadores y facilitar el proceso de recojo de información, se enviaron cartas de presentación a las empresas mayoristas del grupo PRIMAX (Coesti y Acosa), Repsol-YPF, PECSA y PETROPERÚ, en las cuales se explicó el objetivo del estudio y se ofreció la reserva del caso en el manejo de la información que pudiera ser considerada como confidencial. En el Anexo 2 se adjuntan las constancias de recepción de las cartas. Además, en algunos casos, se envió la encuesta con antelación, por medio electrónico, a fin de que sea previamente revisada por los administradores de las estaciones.
Para facilitar el acopio de información y la disponibilidad del informante, se realizaron las visitas a las estaciones de servicio y encuestas los días de semana, es decir de lunes a viernes. A pesar de las gestiones realizadas, el IOPUCP no obtuvo respuesta a las cartas enviadas a las empresas mayoristas (PECSA, Repsol YPF y PRIMAX). Un número elevado de estaciones optaron por no cooperar y decidieron no responder la encuesta.
247
En el caso de PETROPERÚ, la respuesta obtenida fue que las estaciones con dicha marca en realidad operaban de manera independiente y que PETROPERÚ no podía centralizar ni coordinar la provisión de información. La empresa Coesti, que actualmente forma parte de Primax S.A, no facilitó el acopio de información, derivando al IOPUCP a diversas instancias pero a ninguna con resultados efectivos para la obtención de la información. En el caso de Repsol-YPF se envió no sólo la carta solicitando su cooperación, sino también la encuesta en formato electrónico, todo con la debida anticipación.
A pesar de la falta de respuesta de las empresas mayoristas, el IOPUCP intentó realizar las encuestas directamente en las estaciones de servicio. Lamentablemente, sólo algunas estaciones que operan con marca o bandera respondieron la encuesta. Es necesario mencionar, sobre todo, la cooperación y buena disposición del personal encargado de las estaciones minoristas que operan con la marca de Repsol YPF, quienes incluso ofrecieron a los encuestadores chalecos protectores para realizar la encuesta en cada estación de servicio. Los mayores obstáculos y dificultades se encontraron al aplicar las encuestas en las estaciones de servicio que operan bajo la marca Primax. En algunos casos, el personal de dichas estaciones impidió que los encuestadores llenaran la ficha de observación y realizaran las encuestas a los usuarios.
En el caso de las estaciones independientes, los encuestadores dejaron cartas en cada estación que visitaron, la aceptación de la entrevista en este caso dependió de la disponibilidad del administrador de cada estación. Para la aplicación de la encuesta, el entrevistador tuvo que regresar a cada estación de servicio incluso hasta 5 veces para encontrar al administrador u otro informante y completar la encuesta.
De otro lado, a pesar de haber tomado, para la definición del marco muestral, la última base de registros habilitados publicada por el MINEM, correspondiente a septiembre del 2007, durante la ejecución de la encuesta se constató la inexistencia de algunas estaciones de servicio en la dirección especificada en dicha base. Asimismo, los encuestadores no lograron aplicar la encuesta en algunas estaciones debido a que se encontraban cerradas o clausuradas. Por este motivo, fue necesario seleccionar estaciones de servicio adicionales del marco muestral112.
A pesar de ello, la estructura resultante luego de la aplicación de la encuesta, en referencia a la marca de bandera de las estaciones, es similar a la estructura de la muestra, como se aprecia en el cuadro A2.2. Por tal motivo no es posible determinar a priori si la información generada contiene o no algún tipo de sesgo.
112 Debido a que 52 estaciones de servicio estuvieron cerradas o no se encontraron en la dirección propuesta por el MINEM, el IOPUCP seleccionó algunas estaciones adicionales del marco muestral (35) para compensar dichas ausencias.
248
TABLA A2-2 Composición de la muestra y de las estaciones encuestadas por tipo de bandera
# % # %PECSA 50 9.3% 26 9.4%
PETROPERU 31 5.8% 13 4.7%
PRIMAX 76 14.2% 42 15.2%
REPSOL YPF 110 20.6% 51 18.4%
OTRA BANDERA* 3 0.6% 2 0.7%
INDEPENDIENTE 213 39.8% 143 51.6%
NO IDENTIFICADA 11 2.1% - -
CERRADAS 41 7.7% - -
TOTAL 535 100.0% 277 100.0%* Este rubro comprende Herco y Petroamérica
BANDERAMUESTRA ENCUESTADAS
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
3. Tasa de respuesta
La tasa de respuesta fue de 52%, pues sólo respondieron 277 estaciones de servicio encuestadas, sobre un total de 535 estaciones de servicio que conformaron la muestra final.
TABLA A2-3
Tasa de respuesta por tipo de estación y bandera
PECSA 52.0%
PETROPERU 41.9%
PRIMAX 55.3%
REPSOL YPF 46.4%
OTRAS* 66.7%
INDEPENDIENTES/OTROS 67.1% INDEPENDIENTES/OTROS 67.1%
CERRADAS - CERRADAS -
NO IDENTIFICADO - NO IDENTIFICADO -
TOTAL 51.8% TOTAL 51.8%*Este rubro comprende Herco y Petroamérica.
BANDERA Tasa de Respuesta
ESTACIONES QUE OPERAN CON MARCA O BANDERA 49.4%
TIPO DE ESTACIÓN Tasa de Respuesta
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
Podemos observar que la tasa de respuesta de las estaciones que operan con marca de bandera es menor que la de las estaciones independientes. Ello es más evidente en términos absolutos (ver cuadro A2-2). Por otra parte, a pesar de la negativa del mayorista PRIMAX, varias estaciones que llevan su bandera decidieron cooperar con la encuesta y ello explica la tasa de respuesta que registran las estaciones de dicha marca o bandera. Por último la tasa de respuesta general (52%) es ligeramente menor
249
a la tasa estimada a partir de la encuesta piloto, igual a 60% lo cual estaría relacionado en parte a la menor tasa de respuesta de las estaciones que operan con marca de bandera.
4. Otros cuadros
TABLA A2-4 Tipos de controles verticales ejercidos por los mayoristas abastecedores sobre
estaciones de servicio independientes
Mayorista Cantidad Mínima
Distribución exclusiva
Exigencia de contrato
1 211% 17%
1 111% 8%
1 2 250% 22% 17%
2 122% 8%
111% 0%
1 2 650% 22% 50%
2 9 12100% 100% 100%
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
Mas de 1
Otro
Total
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
TABLA A2-5 Tipos de controles verticales ejercidos por los mayoristas sobre estaciones de
servicio que operan con marca de bandera113
2 9 111% 12% 7%10 30 6
56% 41% 43%4 21 3
22% 29% 21%1 11 4
6% 15% 29%
1 26% 3%18 73 14
100% 100% 100%
Condicionamiento de
compraMayorista
Petroperú
Repsol
Cantidad Mínima
Distribución exclusiva
Primax
Pecsa
Total
Mas de 1
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
113 Se excluyen estaciones de las redes de gestión propia.
250
TABLA A2-6
Tipos de controles verticales ejercidos por los mayoristas sobre estaciones concesionadas o abanderadas
Concesión Abanderada o Afiliada Concesión Abanderada
o Afiliada Concesión Abanderada o Afiliada
2 10 115% 16% 9%
3 7 7 24 2 4100% 54% 78% 38% 67% 36%
3 2 19 1 223% 22% 30% 33% 18%1 11 4
8% 17% 36%3 13 9 64 3 11
100% 100% 100% 100% 100% 100%Total
Pecsa
Petroperú
Repsol
Primax
MayoristaCantidad Mínima Distribución exclusiva Condicionamiento de
compra
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles Elaboración: Propia
TABLA A2-7 Percepción de los consumidores respecto a los precios de los combustibles
según marca de bandera
BanderaAlto respecto a
otros establecimientos
Igual al de otros establecimientos
Mas bajo que otros
establecimientosNo precisa Total de
usuarios
9 38 15 314% 58% 23% 5%51 104 33 15 203
25% 51% 16% 7%51 92 20 11 174
29% 53% 11% 6%
18 55 24 8 10517% 52% 23% 8%
37 310 130 42 5197% 60% 25% 8%
Total de usuarios 166 599 222 79 1066
Otro/Independiente
Petroperú
Repsol
Primax
Pecsa
65
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles. Elaboración: Propia
251
TABLA A2-8 Razones por las que los usuarios consumen en determinada estación de
servicio según bandera
BanderaPor el precio menor
Por la mejor calidad del
combustible
Por la calidad de
atención del personal
Se encuentra
cerca de su hogar
La marca del combustible
es de prestigio
Se le acabó el
combustible
Es el más cercano en
este momento
Otra razón/ No precisa
Total de usuarios
Petroperú 14% 20% 5% 29% 3% 12% 12% 5% 65Repsol 8% 19% 6% 20% 6% 10% 19% 10% 203Primax 3% 32% 8% 24% 7% 11% 8% 6% 174Pecsa 8% 17% 7% 36% 2% 9% 14% 8% 105
Otro/Independiente 13% 13% 8% 37% 1% 10% 13% 5% 519Total de usuarios 109 196 77 332 34 110 142 66 1066
Fuente: Encuesta a establecimientos de venta minorista de combustibles. Elaboración: Propia
252
ANEXO 3
TABLA A3. 1 Estadísticos Descriptivos de las Serie de Precios Minoristas de la Gasolina de 84
Octanos
Departamentos Media Mediana Valor Máximo
Valor Mínimo
Desviación Estándar
Coeficiente de Variación
Ancash 10.80 11.07 12.39 8.98 1.14 0.11Arequipa 9.90 10.21 11.73 7.41 1.38 0.14Cajamarca 10.83 10.86 12.32 8.32 1.10 0.10Cusco 10.00 10.02 12.10 7.25 1.71 0.17Ica 10.14 10.32 11.87 8.06 1.34 0.13Junin 10.22 10.33 12.13 7.76 1.54 0.15La Libertad 10.08 10.12 11.85 8.13 1.19 0.12Lima 10.49 10.65 11.69 8.98 0.89 0.08Loreto 6.80 6.68 8.64 5.03 1.28 0.19Piura 10.29 10.76 11.68 7.86 1.26 0.12San Martin 11.30 11.47 12.56 9.92 0.91 0.08Ucayali 7.12 6.99 8.60 5.64 1.07 0.15
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Número de Observaciones: 52. Elaboración: Propia.
TABLA A3. 2 Estadísticos Descriptivos de las Serie de Precios Minoristas del Diesel 2
Departamentos Media Mediana Valor Máximo
Valor Mínimo
Desviación Estándar
Coeficiente de Variación
Ancash 9.90 10.03 11.37 8.13 1.14 0.11Arequipa 9.15 9.37 10.76 6.80 1.33 0.14Cajamarca 10.09 10.07 11.42 7.71 1.06 0.10Cusco 9.41 9.34 11.45 6.76 1.68 0.18Ica 9.46 9.52 11.05 7.43 1.32 0.14Junin 9.57 9.56 11.36 7.18 1.53 0.16La Libertad 9.29 9.26 10.68 7.44 1.15 0.12Lima 9.68 9.99 10.78 8.20 0.87 0.09Loreto 6.91 6.75 8.59 5.08 1.34 0.19Piura 9.68 10.04 10.95 7.33 1.23 0.13San Martin 9.94 9.69 11.62 8.37 1.22 0.12Ucayali 7.22 7.03 8.91 5.67 1.15 0.16
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Número de Observaciones: 52. Elaboración: Propia.
253
TABLA A3. 3 Estadísticos Descriptivos de las Serie de Precios Minoristas de la Gasolina de 90
octanos
Departamentos Media Mediana Valor Máximo
Valor Mínimo
Desviación Estándar
Coeficiente de Variación
Ancash 12.54 12.84 14.41 10.41 1.34 0.11Arequipa 11.59 11.97 13.78 8.68 1.60 0.14Cajamarca 12.58 12.60 14.49 9.65 1.28 0.10Cusco 11.54 11.46 14.32 8.30 2.06 0.18Ica 11.66 11.85 13.75 9.25 1.55 0.13Junin 11.51 11.59 13.85 8.70 1.77 0.15La Libertad 11.66 11.66 13.51 9.37 1.40 0.12Lima 11.83 12.11 13.34 10.08 1.02 0.09Loreto 8.12 8.03 10.60 6.04 1.49 0.18Piura 11.74 12.23 13.53 8.93 1.46 0.12San Martin 13.43 13.64 14.91 11.77 1.09 0.08Ucayali 8.51 8.24 10.77 6.64 1.40 0.16
Fuente: INEI, OSINERGMIN. Número de Observaciones: 52. Elaboración: Propia.
TABLA A3. 4
Estadísticos Descriptivos de las Serie de Precios de Paridad de Importación
Precios de Paridad de Importacion
Media Mediana Valor Máximo
Valor Mínimo
Desviación Estándar
Coeficiente de Variación
Gasolina 84 4.93 4.89 7.50 3.08 1.10 0.22Gasolina 90 5.28 5.24 7.81 3.33 1.22 0.23Diesel 2 5.33 5.65 8.64 3.12 1.40 0.26
Número de Observaciones: 52. PR1 (Precios de Referencia de Paridad de Importación): son precios netos ex-planta, sin incluir Impuestos (ISC, IGV, Rodaje), ni gastos de Gestión Comercial. Fuente: OSINERGMIN. Elaboración: Propia.
254
ANEXO 4
Relación de personas entrevistadas
• José Luis Montero, Gerente General, REPSOL-YPF
• Luis Iturrizaga, Director de Refino y Marketing, REPSOL-YPF
• José Ibarra, Gerente de Comunicación y Relaciones Externas, REPSOL-
YPF
• Álvaro Valdez, Gerente General, PECSA
• César Gutiérrez, Presidente Ejecutivo, PETROPERÚ
• Waldo Mendoza, Ex Director de PETROPERÚ, ex Viceministro de
Hacienda
• Raúl Pérez-Reyes, Gerente de Estudios Económicos, OSINERGMIN
255
NÚMERO DE ENCUESTA
ANEXO 5: ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES ENTREVISTADOR(A): Buenos días/tardes, señor/señora/señorita, mi nombre es … soy encuestador del Instituto de Opinión Pública de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Nos encontramos levantando información sobre el perfil comercial de los establecimientos de venta de combustibles en Lima Metropolitana, por lo que solicito me permita formularle las siguientes preguntas. Muchas gracias. ANOTAR HORA DE INICIO: ____ Horas _____ Minutos AM PM.
I. DATOS DE CONTROL
Visita Fecha (DD/MM/AAAA)
Nombre del encuestador CÓDIGO ENCUESTADOR
1ra 2007
2da 2007
3ra 2007 Supervisión de Campo
Supervisada 1 No supervisada 2 Fecha Supervisión / / 2007
Nombre Supervisión de campo CÓDIGO SUPERVISOR
Nombre Digitador CÓDIGO DIGITADOR
II. UBICACIÓN E IDENTIFICACIÓN DEL ESTABLECIMIENTO
1. Ubicación Geográfica CÓDIGO 2. Ubicación muestral Distrito Segmento No.
3. Dirección del establecimiento AVENIDA/CALLE/JIRÓN/PASAJE, ETC. PUERTA NO INTERIOR ETAPA / SECTOR / GRUPO MZ LOTE KM
4. Razón Social de la Empresa
5. Nombre comercial
6. RUC 7. Número de Registro DGH
8. Nombre y Apellidos del Informante
TELÉFONO/CELULAR
9. ¿Cuál es el cargo del informante en este establecimiento? MARQUE EL CODIGO DEL INFORMANTE 1 Administrador del establecimiento 2 Asistente del administrador 3 Contador 4 Propietario
5 Otro ESPECIFICAR
10. ¿Quién es el propietario de la estación de servicio? LEA LAS ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA
1 El mayorista (Repsol, Pecsa, Primax, Petroperú, Herco) 2 un tercero, pero está cedido en
alquiler al mayorista 3 un tercero, pero está cedido en alquiler al minorista
4 el minorista
5 Otro INDICAR RAZÓN SOCIAL DEL PROPIETARIO
11. ¿Qué empresa contrata al administrador de la estación? INDIQUE EL NOMBRE O RAZÓN SOCIAL DE LA EMPRESA QUE CONTRATA (PARA LA QUE TRABAJA) EL ADMINISTRADOR DE LA ESTACIÓN.
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 256
III. CARACTERÍSTICAS GENERALES, CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO E INFORMACIÓN SOBRE EL RÉGIMEN DE PROPIEDAD Y ABASTECIMIENTO
12. ¿Bajo qué régimen de propiedad era administrado el
establecimiento antes de 1993? 1 Estatal (Administrado por Petroperú) 2 Privado Independiente 3 Privado Abanderado (ESPECIFIQUE BANDERA):
4 No existía el establecimiento en 1993 9 NS/NR
13. ¿Cuál es el área o superficie aproximada del establecimiento? EN METROS CUADRADOS
a) Del terreno en total (en metros cuadrados) INCLUYE TERRENO PARA EXPANSIÓN m2
b) Destinada al establecimiento (en metros cuadrados) m2
14. ¿El establecimiento cuenta con sistema de recuperación de vapores? VERIFIQUE POR OBSERVACION
1 Sí 2 No 9 NS/NR
15. ¿En el establecimiento se expende GLP Vehicular? 1 Sí 2 No 9 NS/NR PASAR A LA PREGUNTA 17
16. A la fecha, ¿cuáles son los principales abastecedores de GLP para su establecimiento? (MARQUE TODAS LAS ALTERNATIVAS QUE CORRESPONDAN)
1 Repsol Comercial (Solgas) 2 Petroperú 3 Pecsa Gas 4 Zeta Gas 5 Lima Gas 6 Llama Gas 7 Otro (ESPECIFICAR):
9 NS/NR (NO LEER)
17. Respecto a la capacidad de almacenamiento, (A) ¿Cuántos tanques de almacenamiento tiene la estación? (B) ¿Qué capacidad de almacenamiento tiene cada tanque en galones?, (C) ¿Y cuál es la capacidad de almacenamiento por tipo de gasolina en cada tanque? COMPLETE LA SIGUIENTE INFORMACIÓN POR TANQUE DE ALMACENAMIENTO Y POR TIPO DE COMBUSTIBLE. COMPLETAR G.L.P. EN CASO SE HAYA MARCADO SÍ EN LA PREGUNTA 15.
(C) CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO POR PRODUCTO (EN GALONES)
(A) TANQUES (B) CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
TOTAL Gasolina 84 Gasolina 90 Gasolina 95 Gasolina 97 Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P. Vehicular
Tanque 1
Tanque 2
Tanque 3
Tanque 4
Tanque 5
Tanque 6
Tanque 7
Tanque 8
Tanque 9
Tanque 10
18. A la fecha, en promedio, (A) ¿Con qué frecuencia mensual se abastece de combustible su establecimiento, de las
siguientes compañías abastecedoras? LEA NOMBRE DE LA EMPRESA Y REGISTRE EL NÚMERO DE VECES AL MES. EN CASO DE NO SER ABASTECIDO POR DICHA EMPRESA COLOQUE CERO (B) ¿Y con qué frecuencia mensual se abastece de (MENCIONE TIPO DE COMBUSTIBLE) de la compañía (MENCIONE ABASTECEDORA)?. ESCRIBA EL NÚMERO DE VECES AL MES. COMPLETAR G.L.P. EN CASO SE HAYA MARCADO SÍ EN LA PREGUNTA 15. (C) ¿Qué porcentaje aproximado representa el abastecimiento de esa empresa sobre el total? REGISTRE EL PORCENTAJE Y AL FINAL VERIFIQUE QUE LA COLUMNA SUME 100%
(B) TIPO DE COMBUSTIBLE (NÚMERO DE VECES AL MES) (A) ABASTECEDORA
Frecuencia de abastecimiento
(NÚMERO DE VECES AL MES)
Gasolina 84
Gasolina 90
Gasolina 95
Gasolina 97
Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P.
Vehicular
(C) Porcentaje del total
a) Repsol Comercial %
b) Petroperú %
c) Primax %
d) Pecsa %
e) Petroamérica %
f) Herco %
g) Ferush %
h) Peruana de Petróleo S.A. %
i) Petro Oil %
j). Empresa Comercializadora del Petro Perú
%
k) Otro ESPECIFICAR): %
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 257
19. De acuerdo a su opinión, ¿cómo describiría la relación comercial existente entre su establecimiento y el distribuidor mayorista que lo abastece? LEA LAS OPCIONES Y MARQUE SOLO UNA
1 El mayorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio y controla las operaciones directamente (red de gestión propia). PASAR A LA SECCIÓN VI
2 El mayorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio, la cual ha sido cedida a un minorista que la opera o administra en el marco de un contrato.
3 El minorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio, y opera con la marca o bandera del mayorista en el marco de un contrato (abanderados o afiliados).
PASAR A LA PREGUNTA 20 Y LUEGO COMPLETAR SECCIÓN IV
4 El minorista es dueño o arrendatario de la estación de servicio, y opera de manera independiente, con marca o razón social propia (blancos, independientes o no abanderados).
PASAR A LA PREGUNTA 20 Y LUEGO COMPLETAR SECCIÓN V
5 Otra modalidad (ESPECIFIQUE)
PASAR A LA PREGUNTA 20 Y LUEGO COMPLETAR SECCIÓN IV (SI OPERA CON BANDERA) O V (SI OPERA SIN
BANDERA) 20. ¿Existe alguna obligación contractual de comprar al mayorista una cantidad mínima (por semana o por mes)? PONER EL
NOMBRE DEL MAYORISTA. SI EXISTE OBLIGACIÓN CONTRALTUAL MENCIONAR CADA TIPO DE COMBUSTIBLE. REGISTRE LA FRECUENCIA (SEMANAL/MENSUAL). COMPLETAR G.L.P. EN CASO SE HAYA MARCADO "SÍ" EN PREGUNTA 15.
Mayorista 1 1 Sí 2 No
Cantidad/Tiempo Gasolina 84 Gasolina 90 Gasolina 95 Gasolina 97 Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P. Vehicular
Cantidad (GALONES)
Unidad de tiempo
Mayorista 2 1 Sí 2 No
Cantidad/Tiempo Gasolina 84 Gasolina 90 Gasolina 95 Gasolina 97 Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P. Vehicular
Cantidad (GALONES)
Unidad de tiempo
Mayorista 3 1 Sí 2 No
Cantidad/Tiempo Gasolina 84 Gasolina 90 Gasolina 95 Gasolina 97 Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P. Vehicular
Cantidad (GALONES)
Unidad de tiempo
IV. INFORMACIÓN SOBRE CONDICIONES COMERCIALES
PARA ESTACIONES QUE OPERAN CON MARCA O BANDERA
LAS PREGUNTAS DE ESTA SECCIÓN SE APLICARÁN SOLO SI SE MARCÓ 2, 3 O 5 EN LA PREGUNTA 19
21. ¿El distribuidor mayorista exige al establecimiento la distribución exclusiva de los combustibles de su marca?
1 Sí 2 No 9 NS/NR 22. ¿El distribuidor mayorista condiciona la compra de un
producto, a la compra de otros productos? 1 Sí 2 No 9 NS/NR
23. De acuerdo a su opinión, ¿cómo describiría la relación
comercial existente entre su establecimiento y el distribuidor mayorista que lo abastece? MARQUE TODAS LAS QUE CORRESPONDAN, PERO RECUERDE QUE LA OPCIÓN 4 EXCLUYE LAS DEMÁS.
1 El distribuidor mayorista recibe un pago por el alquiler de sus instalaciones
2 El distribuidor mayorista recibe un porcentaje de las ventas de combustibles de la estación
3 El distribuidor mayorista recibe un pago fijo por el uso de su marca
4 El distribuidor mayorista solo obtiene ingresos por sus ventas mayoristas
5 Otra modalidad (ESPECIFIQUE)
24. ¿Cuál es la duración de sus contratos de abastecimiento con su distribuidor mayorista? ESCRIBA LA RESPUESTA TEXTUAL Y REGISTRE LA DURACIÓN EN NÚMERO DE MESES.
NUMERO DE MESES 25. ¿Qué tipo de salvaguardas o penalidades establecen
sus contratos de abastecimiento en caso de incumplimientos contractuales por parte del minorista? MARQUE TODAS LAS QUE CORRESPONDAN
1 Penalidades Económicas (multas) 2 Rescisión del Contrato 3 Indemnizaciones económicas 4 Retención del combustible 5 Otros (ESPECIFIQUE)
6 Ninguna 9 No sabe/No responde (NO LEER) 26. ¿Quién decide los reajustes en los precios de
combustibles en la estación? MARQUE SOLO UNA OPCIÓN 1 Los precios los fija el mayorista 2 Los precios los sugiere el mayorista pero decide el administrador
de la estación de servicio 3 Los precios los decide solo el administrador (sin recibir
sugerencias) 4 Los precios los decide el propietario de la estación 5 Otro (ESPECIFIQUE)
9 No sabe/No responde (NO LEER)
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 258
27. Durante los últimos 12 meses, ¿Cuáles cree usted que han sido, en orden de importancia, las tres causas principales de los cambios en los precios en la estación? LEA OPCIONES Y MARQUE EN LAS COLUMNAS SEGÚN ORDEN DE IMPORTANCIA
1ra
2da
3ra
Cambio en el precio internacional de combustible 1 1 1 Cambio en el precio mayorista de combustible 2 2 2 Cambio en los precios de combustibles en la estación de servicio más cercana 3 3 3
Otra (ESPECIFIQUE) 4 4 4
No sabe / No responde 9 9 9 28. Durante los últimos 12 meses, ¿con qué frecuencia en
promedio han cambiado los precios de combustibles en esta estación de servicio?
Número aproximado de veces al año
V. INFORMACIÓN SOBRE CONDICIONES COMERCIALES PARA ESTACIONES QUE OPERAN SIN MARCA O
BANDERA
LAS PREGUNTAS DE ESTA SECCIÓN SE APLICARÁN SOLO SI SE MARCÓ 4 O 5 EN LA PREGUNTA 19
29. ¿El distribuidor mayorista exige al establecimiento la distribución exclusiva de los combustibles de su marca?
1 Sí 2 No 9 NS/NR 30. ¿Las empresas mayoristas a quienes compra
combustibles le exigen contrato? 1 Sí 2 No 9 NS/NR PASAR A LA PREGUNTA 35
31. ¿Cuál es la duración de sus contratos de
abastecimiento con su distribuidor mayorista? ESCRIBA LA RESPUESTA TEXTUAL Y REGISTRE LA DURACIÓN EN NÚMERO DE MESES.
NUMERO DE MESES 32. ¿Las empresas mayoristas le exigen otras condiciones?
1 Sí 2 No 9 NS/NR PASAR A LA PREGUNTA 34
33. ¿Qué otras condiciones le exige?
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN Sí
N
o N
S /
NR
a) Compra de cantidades mínimas? 1 2 9 b) Venta de cantidades mínimas? 1 2 9 c) Otras (ESPECIFIQUE) 1 2 9
34. ¿Qué tipo de salvaguardas o penalidades establecen
sus contratos de abastecimiento en caso de incumplimiento por parte del minorista? MARQUE TODAS LAS QUE CORRESPONDAN
1 Penalidades Económicas (multas) 2 Rescisión del Contrato 3 Indemnizaciones económicas 4 Retención del combustible 5 Otros (ESPECIFIQUE)
6 Ninguna 9 No sabe/No responde (NO LEER)
35. ¿Quién decide los reajustes en los precios de combustibles en la estación? MARQUE SOLO UNA OPCIÓN
1 Los precios los fija el mayorista 2 Los precios los sugiere el mayorista pero decide el administrador
de la estación de servicio 3 Los precios los decide solo el administrador (sin recibir
sugerencias) 4 Los precios los decide el propietario de la estación 5 Otro (ESPECIFIQUE)
9 No sabe/No responde (NO LEER)
36. Durante los últimos 12 meses, ¿Cuáles cree usted que han sido, en orden de importancia, las tres causas principales de los cambios en los precios en la estación? LEA LAS OPCIONES Y MARQUE EN LAS COLUMNAS SEGÚN ORDEN DE IMPORTANCIA
1ra
2da
3ra
Cambio en el precio internacional de combustible 1 1 1 Cambio en el precio mayorista de combustible 2 2 2 Cambio en los precios de combustibles en la estación de servicio más cercana 3 3 3
Otra (ESPECIFIQUE) 4 4 4
No sabe / No responde 9 9 9 37. Durante los últimos 12 meses, ¿con qué frecuencia en
promedio han cambiado los precios de combustibles en esta estación de servicio?
Número aproximado de veces al año
VI. INFORMACIÓN SOBRE PRODUCTOS Y/O SERVICIOS
QUE BRINDAN MAYORES INGRESOS 38. (A) ¿Qué producto o servicio ofrecido en la estación
brinda mayores INGRESOS? (B) ¿Aproximadamente qué porcentaje de los ingresos representa ese producto o servicio sobre el total?
Venta de combustible (A)
MARCAR CODIGO
(B) % de ingresos
totales/mes Gasolina 98 1 %
Gasolina 97 2 %
Gasolina 95 3 %
Gasolina 90 4 %
Gasolina 84 5 %
Kerosene 6 %
GLP Vehicular 7 %
GLP Envasado 8 %
Servicios complementarios
Lavado y engrase 9 %
Cambio y reparación de llantas 10 %
Taller de mecánica 11 %
Centro de Lubricantes 12 %
Servicio de comida rápida 13 %
Minimercado 14 %
Alquiler Cajero Automático 15 %
Alquiler de Agencia Bancaria 16 %
Farmacia 17 %
Venta de GLP en cilindros 18 %
Otros (ESPECIFIQUE) 19 %
No sabe/No responde (NO LEER) 99
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 259
VII. INFORMACIÓN SOBRE TRABAJADORES Y REGIMEN DE CONTRATOS
39. ¿Qué número de trabajadores (LEER OPCIONES) laboran en el establecimiento?
REGISTRE EN LA CELDA CORRESPONDIENTE LA CANTIDAD DE TRABAJADORES
40. ¿Bajo qué modalidades reciben su
salario los trabajadores (MENCIONE CADA TIPO DE TRABAJADOR)? ¿Cuántos trabajadores reciben su salario por planilla? ¿por recibo por honorarios? ¿por otra modalidad?
REGISTRE EN LA CELDA CORRESPONDIENTE LA CANTIDAD DE TRABAJADORES
41. SI RECIBEN SALARIOS POR PLANILLA
¿Qué beneficios laborales tienen los trabajadores (MENCIONE CADA TIPO DE TRABAJADOR)? ¿Cuántos trabajadores reciben gratificaciones y/o vacaciones, CTS y/o utilidades, pago de horas extra, seguro social, seguro complementario de trabajo de riesgo?
REGISTRE EN LA CELDA CORRESPONDIENTE LA CANTIDAD DE TRABAJADORES
TIPO DE TRABAJADORES
CAN
TID
AD
Plan
illa
Reci
bo p
or h
onor
ario
s
Algu
na o
tra
mod
alid
ad
No
aplic
a
NS/
NR
No
aplic
a
Gra
tifi
caci
ones
y/o
va
caci
ones
CTS
y/o
utili
dade
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Pago
de
hora
s ex
tra
Segu
ro s
ocia
l
Segu
ro
com
plem
enta
rio
de
trab
ajo
de r
iesg
o
a) Trabajadores asignados a surtidores y/o dispensadores
88 99 88
b) Trabajadores administrativos
88 99 88
c) Trabajadores en servicios complementarios (Minimarket, lavado, mecánica, etc.)
88 99 88
d) Otros (ESPECIFIQUE)
88 99 88
42. ¿Quién contrata a los trabajadores: una empresa mayorista, contratista o minorista? ¿Cuál es el nombre de la empresa?
MARQUE LA OPCIÓN CORRESPONDIENTE Y REGISTRE EL NOMBRE DE LA EMPRESA O EMPRESAS. TIPO MAYORISTA CONTRATISTA MINORISTA OTRO NO PRECISA NOMBRE DE LA EMPRESA O EMPRESAS a) Trabajadores asignados a
surtidores y/o dispensadores
1 2 3 8 9
b) Trabajadores administrativos
1 2 3 8 9
c) Trabajadores en servicios complementarios (Minimarket, lavado, mecánica, etc.)
1 2 3 8 9
d) Otros (ESPECIFIQUE)
1 2 3 8 9
OBSERVACIONES DEL ENCUESTADOR
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 260
VIII. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL ESTABLECIMIENTO Y PRECIOS – POR OBSERVACIÓN DIRECTA 43. ¿Cuál es la marca de bandera del establecimiento?
MARQUE LA QUE CORRESPONDA 1 Repsol YPF 2 Primax 3 Pecsa 4 Petroperú (Petrored) 5 Otro (ESPECIFIQUE):
6 Independiente (ESPECIFIQUE):
44. ¿En el establecimiento se expende GLP Vehicular?
1 Sí 2 No 9 NS/NR
45. ¿Cuáles son los servicios complementarios que brinda el establecimiento?
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN
Sí
No
NS
/ N
R
a) Lavado y Engrase 1 2 9 b) Cambio y reparación de Llantas 1 2 9 c) Taller de Mecánica 1 2 9 d) Centro de Lubricantes 1 2 9 e) Servicio de Comida Rápida 1 2 9 f) Minimercado 1 2 9 g) Cajero Automático 1 2 9 h) Agencia Bancaria 1 2 9 i) Farmacia 1 2 9 j) Venta de GLP en cilindros 1 2 9 k) Otros (ESPECIFIQUE) 1 2 9
46. Respecto al número de islas, surtidores y mangueras en el establecimiento, complete la siguiente información por tipo de
combustible. POR OBSERVACIÓN DIRECTA. COMPLETAR G.L.P. EN CASO SE HAYA MARCADO SÍ EN LA PREGUNTA 44
NÚMERO DE MANGUERAS POR PRODUCTO Número de islas Número de
Surtidores (UN TIPO)
Número de Dispensadores (VARIOS TIPOS)
Gasolina 84
Gasolina 90
Gasolina 95
Gasolina 97
Gasolina 98 Kerosene Diesel 2 G.L.P.
Vehicular
Isla 1
Isla 2
Isla 3
Isla 4
Isla 5
Isla 6
Isla 7
Isla 8
Isla 9
Isla 10
47. Información sobre precios de venta en el establecimiento. PRECIO ACTUAL EN EL SURTIDOR O DISPENSADOR a) Gasolina 98 Soles por galón
b) Gasolina 97 Soles por galón
c) Gasolina 95 Soles por galón
d) Gasolina 90 Soles por galón
e) Gasolina 84 Soles por galón
f) Kerosene Soles por galón
g) GLP Vehicular Soles por litro
h) Diesel 2 Soles por galón
i) GLP Envasado Soles por cilindro de 10 Kg
j) GLP Envasado Soles por cilindro de 45 Kg
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 261
IX. PERCEPCIÓN DE LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS AL USUARIO (ENCUESTAR A 4 USUARIOS) USUARIO 1 HORA: ____ Horas _____ Minutos AM PM DÍA DE LA SEMANA: ______________ 1. El encuestado es… (ANOTAR POR OBSERVACIÓN DIRECTA) 1 Chofer de transporte público 2 Taxista 3 Chofer particular 4 Usuario privado 5 Otro (ESPECIFIQUE) 2. ¿Compra combustibles habitualmente en este
establecimiento? 1 Sí 2 A veces 3 No
3. ¿Cuántas veces al mes compra combustible en esta
estación de servicio? REGISTRE LA CANTIDAD DE VECES
AL MES EN NÚMEROS
4. Percibe usted que el precio de la gasolina en este grifo
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 Alto respecto a otros establecimientos 2 Igual al de otros establecimientos 3 Más bajo que otros establecimientos 9 No sabe / no opina (NO LEER)
5. ¿Cuáles de los siguientes servicios complementarios utiliza en el establecimiento? (LEER OPCIONES)
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN
Sí
No
NS
/ N
R
No
aplic
a
a) Lavado y engrase 1 2 9 8 b) Cambio y reparación de llantas 1 2 9 8 c) Taller de Mecánica 1 2 9 8 d) Centro de Lubricantes 1 2 9 8 e) Servicio de comida rápida 1 2 9 8 f) Minimercado 1 2 9 8 g) Cajero Automático 1 2 9 8 h) Agencia Bancaria 1 2 9 8 i) Farmacia 1 2 9 8 j) Venta de GLP en cilindros 1 2 9 8 k) Otros (ESPECIFIQUE) 1 2 9 8
6. La calidad del servicio que le brinda el establecimiento
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 2 3 4 5 9
Muy buena Buena Regular Mala Muy
Mala NS/NR
7. ¿Podría decirme cuales son las DOS principales
razones por las que usted compra en este establecimiento?
LEA OPCIONES. ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LA PRIMERA Y SEGUNDA,
RECUERDE QUE NO DEBE LEER “NS/NR” Prim
era
opci
ón
Segu
nda
opci
ón
1 Por el precio menor 1 1 2 Por la mejor calidad del combustible 2 2 3 Por la calidad de atención del personal 3 3 4 Se encuentra cerca de su hogar/centro laboral 4 4 5 La marca del combustible es de prestigio 5 5 6 Se le acabó el combustible 6 6 7 Era el más cercano en este momento 7 7
8 Otra razón (ESPECIFIQUE) 8 8
9 No sabe/No responde (NO LEER) 9 9
USUARIO 2 HORA: ____ Horas _____ Minutos AM PM DÍA DE LA SEMANA: ______________ 1. El encuestado es… (ANOTAR POR OBSERVACIÓN DIRECTA) 1 Chofer de transporte público 2 Taxista 3 Chofer particular 4 Usuario privado 5 Otro (ESPECIFIQUE) 2. ¿Compra combustibles habitualmente en este
establecimiento? 1 Sí 2 A veces 3 No
3. ¿Cuántas veces al mes compra combustible en esta
estación de servicio? REGISTRE LA CANTIDAD DE VECES
AL MES EN NÚMEROS
4. Percibe usted que el precio de la gasolina en este grifo
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 Alto respecto a otros establecimientos 2 Igual al de otros establecimientos 3 Más bajo que otros establecimientos 9 No sabe / no opina (NO LEER)
5. ¿Cuáles de los siguientes servicios complementarios utiliza en el establecimiento? (LEER OPCIONES)
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN
Sí
No
NS
/ N
R
No
aplic
a
a) Lavado y engrase 1 2 9 8 b) Cambio y reparación de llantas 1 2 9 8 c) Taller de Mecánica 1 2 9 8 d) Centro de Lubricantes 1 2 9 8 e) Servicio de comida rápida 1 2 9 8 f) Minimercado 1 2 9 8 g) Cajero Automático 1 2 9 8 h) Agencia Bancaria 1 2 9 8 i) Farmacia 1 2 9 8 j) Venta de GLP en cilindros 1 2 9 8 k) Otros (ESPECIFIQUE) 1 2 9 8
6. La calidad del servicio que le brinda el establecimiento
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 2 3 4 5 9
Muy buena Buena Regular Mala Muy
Mala NS/NR
7. ¿Podría decirme cuales son las DOS principales
razones por las que usted compra en este establecimiento?
LEA OPCIONES. ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LA PRIMERA Y SEGUNDA,
RECUERDE QUE NO DEBE LEER “NS/NR” Prim
era
opci
ón
Segu
nda
opci
ón
1 Por el precio menor 1 1 2 Por la mejor calidad del combustible 2 2 3 Por la calidad de atención del personal 3 3 4 Se encuentra cerca de su hogar/centro laboral 4 4 5 La marca del combustible es de prestigio 5 5 6 Se le acabó el combustible 6 6 7 Era el más cercano en este momento 7 7
8 Otra razón (ESPECIFIQUE) 8 8
9 No sabe/No responde (NO LEER) 9 9
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 262
USUARIO 3 HORA: ____ Horas _____ Minutos AM PM DÍA DE LA SEMANA: ______________ 1. El encuestado es… (ANOTAR POR OBSERVACIÓN DIRECTA) 1 Chofer de transporte público 2 Taxista 3 Chofer particular 4 Usuario privado 5 Otro (ESPECIFIQUE) 2. ¿Compra combustibles habitualmente en este
establecimiento? 1 Sí 2 A veces 3 No
3. ¿Cuántas veces al mes compra combustible en esta
estación de servicio? REGISTRE LA CANTIDAD DE VECES
AL MES EN NÚMEROS
4. Percibe usted que el precio de la gasolina en este grifo
es … MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 Alto respecto a otros establecimientos 2 Igual al de otros establecimientos 3 Más bajo que otros establecimientos 9 No sabe / no opina (NO LEER)
5. ¿Cuáles de los siguientes servicios complementarios utiliza en el establecimiento? (LEER OPCIONES)
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN
Sí
No
NS
/ N
R
No
aplic
a
a) Lavado y engrase 1 2 9 8 b) Cambio y reparación de llantas 1 2 9 8 c) Taller de Mecánica 1 2 9 8 d) Centro de Lubricantes 1 2 9 8 e) Servicio de comida rápida 1 2 9 8 f) Minimercado 1 2 9 8 g) Cajero Automático 1 2 9 8 h) Agencia Bancaria 1 2 9 8 i) Farmacia 1 2 9 8 j) Venta de GLP en cilindros 1 2 9 8 k) Otros (ESPECIFIQUE) 1 2 9 8
6. La calidad del servicio que le brinda el establecimiento
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 2 3 4 5 9
Muy buena Buena Regular Mala Muy
Mala NS/NR
7. ¿Podría decirme cuales son las DOS principales
razones por las que usted compra en este establecimiento?
LEA OPCIONES. ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LA PRIMERA Y SEGUNDA,
RECUERDE QUE NO DEBE LEER “NS/NR” Prim
era
opci
ón
Segu
nda
opci
ón
1 Por el precio menor 1 1 2 Por la mejor calidad del combustible 2 2 3 Por la calidad de atención del personal 3 3 4 Se encuentra cerca de su hogar/centro laboral 4 4 5 La marca del combustible es de prestigio 5 5 6 Se le acabó el combustible 6 6 7 Era el más cercano en este momento 7 7
8 Otra razón (ESPECIFIQUE) 8 8
9 No sabe/No responde (NO LEER) 9 9
USUARIO 4 HORA: ____ Horas _____ Minutos AM PM DÍA DE LA SEMANA: ______________ 1. El encuestado es… (ANOTAR POR OBSERVACIÓN DIRECTA) 1 Chofer de transporte público 2 Taxista 3 Chofer particular 4 Usuario privado 5 Otro (ESPECIFIQUE) 2. ¿Compra combustibles habitualmente en este
establecimiento? 1 Sí 2 A veces 3 No
3. ¿Cuántas veces al mes compra combustible en esta
estación de servicio? REGISTRE LA CANTIDAD DE VECES
AL MES EN NÚMEROS
4. Percibe usted que el precio de la gasolina en este grifo
es … MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 Alto respecto a otros establecimientos 2 Igual al de otros establecimientos 3 Más bajo que otros establecimientos 9 No sabe / no opina (NO LEER)
5. ¿Cuáles de los siguientes servicios complementarios utiliza en el establecimiento? (LEER OPCIONES)
LEA LAS ALTERNATIVAS, ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LAS QUE CORRESPONDAN
Sí
No
NS
/ N
R
No
aplic
a
a) Lavado y engrase 1 2 9 8 b) Cambio y reparación de llantas 1 2 9 8 c) Taller de Mecánica 1 2 9 8 d) Centro de Lubricantes 1 2 9 8 e) Servicio de comida rápida 1 2 9 8 f) Minimercado 1 2 9 8 g) Cajero Automático 1 2 9 8 h) Agencia Bancaria 1 2 9 8 i) Farmacia 1 2 9 8 j) Venta de GLP en cilindros 1 2 9 8 k) Otros (ESPECIFIQUE) 1 2 9 8
6. La calidad del servicio que le brinda el establecimiento
es … LEA ALTERNATIVAS Y MARQUE UNA SOLA RESPUESTA 1 2 3 4 5 9
Muy buena Buena Regular Mala Muy
Mala NS/NR
7. ¿Podría decirme cuales son las DOS principales
razones por las que usted compra en este establecimiento?
LEA OPCIONES. ESPERE RESPUESTA Y MARQUE LA PRIMERA Y SEGUNDA,
RECUERDE QUE NO DEBE LEER “NS/NR” Prim
era
opci
ón
Segu
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ón
1 Por el precio menor 1 1 2 Por la mejor calidad del combustible 2 2 3 Por la calidad de atención del personal 3 3 4 Se encuentra cerca de su hogar/centro laboral 4 4 5 La marca del combustible es de prestigio 5 5 6 Se le acabó el combustible 6 6 7 Era el más cercano en este momento 7 7
8 Otra razón (ESPECIFIQUE) 8 8
9 No sabe/No responde (NO LEER) 9 9
ENCUESTA A ESTABLECIMIENTOS DE VENTA MINORISTA DE COMBUSTIBLES 263
