¿Vender petróleo al costo marginal?

A raíz de los destacados comentarios de Juan Pablo Pérez Castillo aparecidos en (%=Link(«http://analitica.com/va/economia/opinion/1041715.asp»,»VENEZUELA ANALÍTICA»)%) (el pasado 2 de agosto, Precisiones..&&), relativos a mi texto publicado en el mismo lugar (el 11/07, Observaciones &&), y a pesar de estar muy complacido por las coincidencias que compartimos en el examen de los distintos temas, deseo aportar algunas aclaratorias, en esta «amistosa querella». Y lo hago dentro del espíritu que estos análisis relativamente teóricos pudieran contribuir a enriquecer el debate para la mejor comprensión de las políticas de precios de los energéticos.

i.- modos de utilización del ingreso petrolero: por parte de cada venezolano

Respecto de los modelos de eficiencia y la capacidad de absorción mi punto es básicamente distinguir entre los mecanismos para la formación del empleo, favoreciendo el modelo directo de lograr el bienestar popular adquiriendo (y pagando) los servicios por intermedio del ingreso personal, evitando la actitud paternalista del Estado, tan en boga en estos tiempos (ver nuestra Fig. 9, servicios «regalados»).

ii.- la formación de los precios de las materias primas: velocidad de reacción de la oferta.

JPPC no ve en «las características físicas del petróleo» ninguna ventaja conspicua sobre la formación de precios. Aclaremos nuestra concepción. En su oportunidad 1 nosotros planteamos que la frecuencia en las oscilaciones de los ciclos de los precios de las materias primas tenía que ver con la velocidad de reacción de la oferta frente a los movimientos de las demandas, especialmente en el corto plazo, donde evidentemente el carácter líquido del petróleo es una ventaja (respecto de minerales, productos agrícolas, etc.).

En el largo plazo la respuesta ya depende de las exigencias de inversión para la ampliación de la capacidad instalada, lo que se trata más abajo.

iii.- la modulación de la oferta y la estructura del costo: seguimiento de la demanda y atomización de la expansión.

La modulación o regulación de la oferta básicamente depende de la estructura del costo de las industrias, y en especial de la importancia de los costos fijos. Paul Frankel fue de los primeros en reconocer esta condición.

En términos extremos podríamos reconocer2

«De un lado estarán las industrias o empresas con muy bajos costos fijos, como un revendedor, un kiosko de periódicos; del otro extremo están las industrias altamente automatizadas, un robot digamos, es mayormente costo fijo.»

Es evidente que cuando la expansión de la capacidad de la oferta se puede atomizar al extremo de adaptarse ceñidamente a los movimientos de la demanda, los costos se mueven poco y el factor de utilización de la capacidad instalada (el llamado punto muerto) deja de ser un factor crucial. Es el caso de la industria petrolera y, en servicios públicos, el transporte urbano en pequeñas unidades. La siguiente figura muestra el caso de seguimiento de la demanda en el sector del transporte público de pasajeros (busetas o por-puestos), lo que ejemplifica nuestro argumento. Este es un aspecto común entre la industria petrolera y las de servicios, que tienen muchas semejanzas y también muchas diferencias3

Fig.1 – Modulación de la oferta (siguiendo la demanda) con bajos costos fijos (transporte urbano, e.g.). [Fuente: A. Méndez Arocha con M. Chavarría; 2000, Fig. 17].

(%=Image(5019531,»C»)%)

En el caso petrolero se trata naturalmente de modular la demanda abriendo o cerrando pozos, siempre y cuando se encuentren en la banda de producción por debajo de la capacidad instalada – una modulación implicando solo los costos marginales de corto plazo (CMPC) – pero ojo, ello no resta vigencia al planteamiento que la política general de explotación de los yacimientos se basa en el óptimo de largo plazo como dijo bien JPPC.

iv.- asunto de «nomenklatura».

Un punto donde disiento de JPPC es en la terminología sobre costos marginales y costos variables. En los términos normales de la Ingeniería Económica a los que estoy acostumbrado, nosotros los consideramos sinónimos (CMPC y los variables), que es lo que los ingenieros llaman incrementales: el costo de una unidad adicional por aumento del uso de la capacidad instalada fija.

Otra cosa son los costos marginales de largo plazo, que implican además los aumentos en los gastos fijos derivados de las nuevas inversiones.

v.- La venta la costo marginal : ¿ficción o realidad?

Evidentemente, en la teoría de los mercados en competencia perfecta se acepta que la repartición del bienestar (excedente) entre productores y consumidores es óptimo cuando la disposición a pagar de los consumidores es igual al costo marginal de los productores.

Algo muy distinto sucede con la apropiación del excedente existente en la vida real, donde nosotros salimos perdiendo. Pero el enfoque teórico es que si se vendiera al costo marginal, la participación sería máxima para todos y cada uno («Optimo de Pareto»). El problema es que los costos marginales son tan bajos que (a menos que se usen los de largo plazo, e incluso así) que seguiremos perdiendo terreno en la apropiación de VA del negocio. Lo proponemos como causa de investigación solamente.

La teoría del costo marginal se ha aplicado básicamente en los servicios públicos, algunos de ellos monopolios naturales por cierto, y ello ha sido objeto de algunas suspicacias. Cuando investigamos este tema 4 mas bien nos inclinamos por la venta al costo marginal de largo plazo, entre energías competitivas, para que los precios bajos inciten a los usuarios a consumir aquella energía que representa el menor gasto de recursos para la sociedad. En estos servicios (y para los energéticos en competencia) la disyuntiva entre CMPC y CMLP se ha resuelto conociendo que cuando un sistema se encuentra «adaptado», ambos costos marginales son iguales.

El excedente del productor mas el excedente del consumidor serían máximos. Nosotros hemos planteado este esquema como el óptimo de la suma de las curvas de las disposiciones a pagar, o sea la suma de las curvas de oferta y demanda: este valor es lo que habría que optimizar, respecto de los precios, o sea los excedentes. La Fig. 2 muestra este enfoque, donde el costo de producción se iguala a su disposición a pagar (porque el precio incluye la utilidad) y la DAP del consumidor representa su «costo». Y el «costo generalizado» es lo que pagan ambos.

De repente, para dar un ejemplo, los costos marginales inmediatos (CMPC) serían del orden de 0,2 $/bl –es un decir—mientras que los de largo plazo, –es otro decir, que implican inversiones de desarrollo, estarían en el orden de 8 $/bl (CMLP). Pero este es el costo, hay que ver los precios máximos posibles, que dependen de la DAP del consumidor. Evidentemente, ningún gerente petrolero va a aceptar esta teoría.

Además, la característica especial del mercado petrolero reside en que la disposición a producir (precio máximo esperado del productor) está altamente influido por la presión política de los gobiernos de los países en desarrollo donde actúan; mientras que la disposición a pagar del consumidor es un valor que depende de sus alternativas de consumos en bienes y servicios alternativos, de acuerdo a los beneficios que deriva del uso de los combustibles. Y puede ser un valor muy alto: ¿cuánto está Ud. dispuesto a pagar, amigo lector, por un litro de gasolina para ir a la playa el fin de semana? – ¿Y como se compara este valor con el precio pagado actualmente? ¡ese es el excedente que se embolsilla Ud, por ahora! – hasta que alguien llegue y se lo apropie!!.

Fig. 2 – Suma de las disposiciones a pagar el consumidor (curva de demanda) y del productor (oferta) y suma de excedentes (respecto del precio conciliado) equivalencias entre DAP (costo del consumidor) y DAP del productor (costo de producción)

(%=Image(7998670,»C»)%)

Entonces, apartando el marginalismo por inviable en estos momentos, la política de precios tiene que alentar el ingreso máximo nacional por la via regulación de la oferta con el mecanismo de disciplina de la OPEP y de los demás productores, capturando cualquier disponibilidad en la disposición a pagar de los consumidores, especialmente de los industrializados.

vi.- estrategias de desarrollo: gasto vs inversión productiva.

Como señala JPPA, un punto crucial es la disyuntiva entre las dos «alternativas válidas» – que conducirían a un ingreso equivalente por dos vias: alto volumen y bajos precios, o viceversa, bajos volúmenes con altos precios, que es lo que ASP llama la posición rentista. Para mí la cuestión clave es la obtención del máximo ingreso, no importa como: la situación del mercado dictará la pauta oportuna. Creemos además haber demostrado en nuestro ensayo anterior que no se advierten vínculos entre precios bajos y alto crecimiento del PIB (nuestra Fig. 12 muestra lo contrario) y sí hay correlación entre ventas totales y PIB (nuestra Fig. 13).

Desde luego, habrá que invertirlo sabiamente, en lugar de acudir al dispendio populista, o al gasto innecesario en fuerzas armadas, por ejemplo. A este respecto estamos de acuerdo con Chávez que hay que someter la FA a una reingeniería, a un cambio de funciones, puesto que su utilización para la guerra es una asunto obsoleto, más bien inútil. Hay que prepararlos para la paz, para el desarrollo, que hagan algo. Claro: también se podrían usar civiles para el desarrollo, incluso sale más barato.

1 Véase Vitesses de réaction (décalage) et formation des prix des matières premières. MS Paris, 1973.

Alberto Méndez Arocha es Ing. Consultor, presidente de ConsultService C.A. Dr. en «Derecho y Economía de la Energía» por la Univ. de Paris I (Sorbonne). Individuo, Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat.

E-Mail: (%=Link(«mailto:[email protected]»,»[email protected]»)%)