Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas...

Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en Algunos Países

de Latinoamérica.

Servicio de Consultoría AMC N° 0301-2008-OSINERGMIN.

Lima, Marzo de 2009.

Trabajo Elaborado por MR Consulting Services S.A.C., por encargo de OSINERGMIN-GFGN, según el Servicio de Consultoría para el Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en Algunos Países de Latinoamérica. AMC N° 0301-2008-OSINERGMIN. Intervinieron en su elaboración: Por MR Consulting Services S.A.C Rosendo Ramírez Taza. Equipo de trabajo César Montero Flores Irma Chuquillanqui Taza. Por OSINERGMIN Gerente de Fiscalización de Gas Natural Julio Salvador Jácome Edición: OSINERGMIN Gerencia de Fiscalización de Gas Natural Jr. Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar. Lima 17 Teléfono 2193400 anexos 1902 ó 1904 Impreso: Lima en Marzo de 2009 Copyright © OSINERGMIN – GFGN 2009 La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siempre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN – GFGN.

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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCION ........................................................................................................................... 7

2. ENERGIA EN LATINOAMERICA ................................................................................................. 15

2.1. Balance Matriz Energética .................................................................................................... 15

2.2. Producción de Energía Primaria ........................................................................................... 15

2.3. Importaciones de Energía Primaria ....................................................................................... 16

2.4. Exportaciones de Energía Primaria ....................................................................................... 16

3. GAS NATURAL EN LATINOAMERICA ........................................................................................ 17

3.1. Evolución de las Reservas Probadas .................................................................................... 17

3.2. Evolución de la Producción de Gas Natural .......................................................................... 18

3.3. Evolución de la Demanda de Gas Natural ............................................................................. 19

4. MERCADO DE GAS NATURAL DE BOLIVIA .............................................................................. 20

4.1. Introducción .......................................................................................................................... 204.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno .............................. 204.1.2. Reformas en el Sector Hidrocarburos ............................................................................ 204.1.3. Balance Energético ....................................................................................................... 20

4.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ..................................................... 234.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ......................................... 234.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ........................................................ 244.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ....................................... 264.2.4. Agentes del Mercado ..................................................................................................... 26

4.3. Reglas de Mercado ............................................................................................................... 284.3.1. Requisitos para ser considerados Agente en el Mercado ............................................... 284.3.2. Precios de gas natural ................................................................................................... 284.3.2.1. Producción: ............................................................................................................ 284.3.2.2. Tarifas de Transporte ............................................................................................. 294.3.2.3. Tarifas de Distribución ............................................................................................ 30

4.4. Evolución del Mercado .......................................................................................................... 324.4.1. Demanda ....................................................................................................................... 324.4.2. Oferta ............................................................................................................................ 334.4.2.1. Producción ............................................................................................................. 334.4.2.2. Transporte .............................................................................................................. 344.4.2.3. Distribución ............................................................................................................ 384.4.2.4. Comercialización .................................................................................................... 394.4.3. Interconexiones Internacionales ..................................................................................... 39

4.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................... 454.5.1. Contratos de Suministro ................................................................................................ 454.5.2. Contratos de Transporte ................................................................................................ 464.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ......................................................................... 464.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................... 46

4.6. Perspectivas del Mercado ..................................................................................................... 484.6.1. Regulación .................................................................................................................... 494.6.2. Demanda ....................................................................................................................... 494.6.3. Oferta ............................................................................................................................ 50

4.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado ..................................................................... 504.7.1. Oferta y Demanda de Gas Natural ................................................................................. 504.7.2. Inversiones .................................................................................................................... 564.7.3. Factores Políticos e Hidrocarburos ................................................................................ 57

5. MERCADO DE GAS NATURAL DE BRASIL ................................................................................ 59

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5.1. Introducción .......................................................................................................................... 595.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno .............................. 595.1.2. Gas Natural en la Matriz Energética ............................................................................... 595.1.3. Situación del gas natural en Brasil ................................................................................. 59

5.2. Regulación de la Industria del Gas Natural: .......................................................................... 605.2.1. La Ley 9478/97 de Agosto de 1997 ................................................................................ 605.2.2. Resolución N°27/2005 ANP ........................................................................................... 625.2.3. Resolución N°28/2005 ANP ........................................................................................... 635.2.4. Resolución N°29/2005 ANP ........................................................................................... 63

5.3. Evolución del mercado .......................................................................................................... 645.3.1. Demanda ....................................................................................................................... 645.3.2. Producción .................................................................................................................... 655.3.3. Transporte ..................................................................................................................... 665.3.4. Distribución ................................................................................................................... 675.3.5. Importaciones ................................................................................................................ 69

5.4. Perspectivas ......................................................................................................................... 705.4.1. Demanda y Oferta ......................................................................................................... 705.4.2. Importación de GNL ...................................................................................................... 72

5.5. Actualización de las Perspectivas ......................................................................................... 755.5.1. Balance Oferta – Demanda ........................................................................................... 755.5.2. Inversiones en Gas Natural ........................................................................................... 765.5.2.1. Inversiones en la Red de Gasoductos ..................................................................... 785.5.2.2. Inversiones en Terminales Flexibles de GNL .......................................................... 785.5.3. Impacto de la crisis financiera ........................................................................................ 80

6. MERCADO DE GAS NATURAL DE CHILE .................................................................................. 81

6.1. Introducción .......................................................................................................................... 816.1.1. Participación del Gas Natural en el Producto Bruto Interno ............................................ 816.1.2. El Gas Natural en Chile ................................................................................................. 816.1.3. Importaciones para satisfacer la demanda de energía en Chile ...................................... 82

6.2. Descripción de la Estructura del mercado de gas natural ...................................................... 856.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ......................................... 856.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ........................................................ 866.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ....................................... 876.2.4. Agentes del Mercado ..................................................................................................... 87

6.3. Reglas de Mercado ............................................................................................................... 916.3.1. Regulación .................................................................................................................... 916.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado ................................................. 916.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................... 916.3.3.1. Producción: ............................................................................................................ 926.3.3.2. Tarifas de Transporte, Distribución y Comercialización ........................................... 93

6.4. Evolución del Mercado .......................................................................................................... 936.4.1. Demanda ....................................................................................................................... 936.4.2. Oferta ............................................................................................................................ 956.4.2.1. Reservas ................................................................................................................ 956.4.2.2. Producción ............................................................................................................. 956.4.2.3. Importación ............................................................................................................ 956.4.2.4. Transporte .............................................................................................................. 976.4.2.5. Distribución ............................................................................................................ 98

6.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................... 996.5.1. Contratos de Suministro ................................................................................................ 996.5.2. Contratos de Transporte .............................................................................................. 1006.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ....................................................................... 1006.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................. 100

6.6. Perspectivas del mercado ................................................................................................... 103

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6.6.1. Demanda ..................................................................................................................... 1036.6.2. Oferta .......................................................................................................................... 103

6.7. Actualización de las Perspectivas ....................................................................................... 1046.7.1. Cambios en ENAP ....................................................................................................... 1046.7.2. Cambios en Política Energética ................................................................................... 1046.7.3. Cambios en Política Energética ................................................................................... 105

7. MERCADO DE GAS NATURAL DE COLOMBIA ........................................................................ 107

7.1. Introducción ........................................................................................................................ 1077.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno ............................ 1077.1.2. Gas Natural en Colombia ............................................................................................. 1077.1.3. Balance Energético en Colombia ................................................................................. 1097.1.4. Regulación de la Industria del Gas Natural .................................................................. 110

7.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ................................................... 1117.2.1. Descripción de la Estructura del Subsector de Hidrocarburos y Gas ............................ 1117.2.2. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ....................................... 1127.2.3. Entidades Normativas, Regulatorias y de Fiscalización ................................................ 1147.2.4. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ..................................... 1217.2.5. Agentes del Mercado ................................................................................................... 121

7.3. Reglas de Mercado ............................................................................................................. 1237.3.1. Separación de Actividades .......................................................................................... 1247.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado ............................................... 1257.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................. 1267.3.3.1. Producción: .......................................................................................................... 1267.3.3.2. Transporte ............................................................................................................ 1267.3.3.3. Distribución .......................................................................................................... 1297.3.3.4. Comercialización .................................................................................................. 130

7.4. Evolución del Mercado ........................................................................................................ 1307.4.1. Demanda ..................................................................................................................... 1317.4.2. Oferta .......................................................................................................................... 1317.4.2.1. Producción ........................................................................................................... 1317.4.2.2. Transporte ............................................................................................................ 1357.4.2.3. Distribución .......................................................................................................... 136

7.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................. 1377.5.1. Contratos de Suministro .............................................................................................. 1377.5.2. Contratos de Transporte: Firme - Interrumpible ............................................................ 1397.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ....................................................................... 1407.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................. 140

7.6. Perspectivas del Mercado ................................................................................................... 1427.6.1. Regulación .................................................................................................................. 1427.6.2. Demanda ..................................................................................................................... 1437.6.3. Oferta .......................................................................................................................... 1447.6.4. Abastecimiento Interno de Gas Natural ........................................................................ 1457.6.5. Exportaciones de Gas Natural ..................................................................................... 146

7.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado ................................................................... 1467.7.1. Balance Oferta – Demanda ......................................................................................... 1467.7.2. Plan de Inversiones de Ecopetrol ................................................................................. 1497.7.3. Cambios Regulatorios ................................................................................................. 149

8. MERCADO DE GAS NATURAL DE ECUADOR ......................................................................... 152

8.1. Introducción ........................................................................................................................ 1528.1.1. Participación del sector hidrocarburos en el Producto Bruto Interno ............................. 1528.1.2. El gas natural en el Ecuador ........................................................................................ 152

8.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ................................................... 1548.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ....................................... 1548.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ...................................................... 155

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8.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ..................................... 1558.2.4. Agentes del Mercado ................................................................................................... 155

8.3. Reglas de Mercado ............................................................................................................. 1568.3.1. Regulación .................................................................................................................. 1568.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Marcado ............................................... 1578.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................. 1598.3.3.1. Tarifas de Transporte ........................................................................................... 160

8.4. Evolución del Mercado ........................................................................................................ 1608.4.1. Demanda ..................................................................................................................... 1618.4.2. Oferta .......................................................................................................................... 1628.4.2.1. Reservas .............................................................................................................. 1628.4.2.2. Producción ........................................................................................................... 1628.4.2.3. Transporte ............................................................................................................ 1638.4.2.4. Distribución .......................................................................................................... 1648.4.2.5. Comercialización .................................................................................................. 164

8.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................. 1648.5.1. Variables Estratégicas ................................................................................................. 164

8.6. Perspectivas del mercado ................................................................................................... 1658.6.1. Regulación .................................................................................................................. 1668.6.2. Demanda ..................................................................................................................... 1668.6.3. Oferta .......................................................................................................................... 167

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................................. 168

9.1. Conclusiones ...................................................................................................................... 168

9.2. Recomendaciones .............................................................................................................. 169

10. REFERENCIAS ....................................................................................................................... 169

10.1. Bolivia .............................................................................................................................. 169

10.2. Brasil ................................................................................................................................ 169

10.3. Chile ................................................................................................................................. 169

10.4. Colombia .......................................................................................................................... 170

10.5. Ecuador ............................................................................................................................ 170

11. CONTENIDO DE TABLAS Y FIGURAS ................................................................................... 172

Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica

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1. INTR ODUC C ION

El Documento de Trabajo N° XXX-2008-GFGN de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (GFGN) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) esta basado en el estudio “Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica” desarrollado por MR Consulting Services S.A.C. por encargo de la GFGN del Osinergmin. En el presente documento se analizaron los mercados de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador. Para la caracterización de los mercados de gas natural se utilizaron criterios generales y específicos para cada uno de los países anteriormente señalados. Dentro de los criterios generales considerados tenemos: • Establecer si el país puede ser calificado como un país exportador, importador o

autosuficiente en el aprovisionamiento del gas natural. • Establecer el grado de madurez de la industria de gas natural de acuerdo a la

penetración del gas natural en los sectores residencial, comercial, industrial y vehicular de cada país.

• Establecer si las reglas que rigen la industria del gas natural son de carácter administrativo (regulatorio) o son dados por la competencia entre los agentes que operan en el mercado.

Dentro de los criterios específicos considerados tenemos: • Orientación de la política energética en relación al gas natural • Variables comerciales y operativas más importantes que rigen la industria del gas

natural en cada país. • Rol empresarial del Estado en las diversas fases de la cadena de gas natural. • Estrategias de diversificación de aprovisionamiento del gas natural. • Grado de atracción de Inversión en la cadena de gas natural. Para el desarrollo de la investigación se desarrolló la siguiente metodología: a) Recopilación de Información: a través de fuentes primarias y secundarias.

o Fuentes primarias: Información de las agencias normativas, regulatorias, fiscalizadoras, empresas del sector hidrocarburos en cada país.

o Fuentes secundarias: Publicaciones de Organismos multilaterales de energía

(OLADE) y Publicaciones de reconocimiento internacional como las estadísticas de British Petroleum.

b) Procesamiento de Información: Consistió en el análisis de los siguientes tópicos.

o Estructura de la industria del gas natural o Marco Regulatorio de la industria del gas natural o Evolución de reservas, producción y demanda de gas natural o Evolución de infraestructura de transporte y distribución de gas natural por

ductos. o Formación de precios al consumidor final o Importación y exportación de gas natural


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o Descripción de las principales variables comerciales y de operación en la industria del gas natural.

o Perspectivas de desarrollo del mercado de gas natural c) Identificación de la línea base de los mercados de gas natural en cada país: De la

recopilación y procesamiento de información se identificó la línea base de las principales variables de los mercados de gas natural en cada país.

d) Formulación de las variables a las que se debe hacer el seguimiento correspondiente

para analizar su evolución. De acuerdo a la revisión y discusión de tópicos de caracterización del mercado de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador podemos concluir: Bolivia: • La política energética en el tema del gas natural en Bolivia está ligada a las

exportaciones que dicho país se encuentra realizando, de ahí que la regulación específica sobre dicho país considere la exportación como una variable fundamental.

• La política de masificación de gas natural es una política de Estado que Bolivia pretende desarrollar en el mediano y largo plazo.

• Con la nacionalización de los hidrocarburos se presenta un panorama de incertidumbre para los agentes privados en decisiones de inversión en la cadena del gas natural.

• Bolivia a través de la empresa estatal YPFB enfrenta el reto de inversiones en el sector de hidrocarburos con asociaciones con otras empresas estatales de la región como PDVSA (Venezuela) para realizar las exploraciones.

• YPFB tendrá un rol fundamental en el desarrollo de la industria del gas natural en Bolivia • El sector eléctrico es el sector con mayor consumo de gas natural en Bolivia, para el

2006 tenía una demanda de 45% del total del consumo interno, seguido por el consumo de las empresas distribuidoras.

Bolivia es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país exportador con fuerte intervención del Estado Boliviano en las decisiones de desarrollo de la industria del gas natural que presenta gran incertidumbre a los agentes privados luego de la nacionalización de los hidrocarburos. Brasil: • La política energética en el tema del gas natural en Brasil está ligada a las

importaciones que dicho país se encuentra realizando y que pasan por cierto grado de preocupación por su dependencia con Bolivia desde donde importa el gas natural por la coyuntura socio económica que el país andino presenta en la actualidad.

• Brasil enfrenta el reto de reducir de la dependencia de las importaciones de gas natural de Bolivia a través del autoabastecimiento de dicho combustible y la diversificación de la importación del gas natural.

• Para el autoabastecimiento utilizará toda la capacidad técnica y económica de la poderosa empresa estatal Petrobras en la búsqueda de nuevas reservas. Para la diversificación de las importaciones de gas natural está implementando el proyecto de importación de GNL a través de “infraestructura flotante” que debe estar operativa en dos puntos de la costa de Brasil para finales de 2008.

• De acuerdo a las perspectivas de evolución de la demanda y oferta del gas natural; la importación de GNL será la forma como Brasil enfrente los crecimientos de demanda del gas natural a futuro.


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• Brasil regula el acceso a las redes de transporte para que la competencia en los cargadores determine los precios competitivos de gas natural.

• En los próximos años las inversiones en infraestructura en redes de transporte y distribución dinamizarán la industria de gas natural.

• La empresa estatal Petrobras tiene y tendrá un rol importante en la industria del gas natural en Brasil.

• En el 2007, el sector industrial y eléctrico consumieron el 61.2 y 13.3% del gas natural, respectivamente.

Brasil es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país importador que cuenta con Petrobras, una empresa estatal sólida en términos técnicos y económicos, para implementar la política Brasilera de diversificar las fuentes de importación de gas natural con proyectos como el “GNL” a través de barcos flotantes. Asimismo, las inversiones que desarrolle Petrobras permitirá descubrir nuevas reservas de gas natural a a dicho país. Para poder incrementar la cobertura del gas natural, Brasil necesita expandir la infraestructura de transporte y distribución de gas natural a las áreas del interior del país así como interconectar las actuales redes de transporte. Chile: • La política energética en el tema del gas natural en Chile está ligada a las importaciones

que dicho país realiza y que pasan por el peor momento por las restricciones de las exportaciones de gas natural desde Argentina.

• Chile enfrenta el reto de reducir la dependencia de las importaciones de gas natural de Argentina a través de la diversificación de las fuentes de importación del gas natural. Para ello se encuentra implementando el proyecto de importación GNL que es liderado por ENAP y como socias las empresas Metrogas, Endesa y BG Group. El proyecto debe entrar en operación en el 2010. Otra de las formas como Chile busca la diversificación de la importación de gas natural es a través de la asociación con la empresa estatal Petroecuador en actividades exploratorias en el Ecuador que de ser exitosas permitirán a Chile importar gas natural desde dicho país.

• Dado que las restricciones de gas natural desde Argentina tienen impacto directo en la generación de electricidad a través de las plantas termoeléctricas que utilizan dicho combustible; Chile tiene regulación específica para la asignación del gas natural en situación de restricción de suministro. La principal característica de esta regulación es que ordena instituir la conformación de comités de seguimiento para la asignación del gas natural y en el que los representantes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC SIC) y Norte Grande (CDEC SING) tienen un rol importante.

• En la cadena del gas natural es mínima la regulación de las actividades, los precios están sujetas a un régimen de libertad de precios, la regulación está focalizada en la calidad del combustible y en temas de seguridad en su utilización, entre otros aspectos.

• El sector petroquímica y refinería es el sector con mayor consumo de gas natural en Chile, para el 2007 tenía una demanda de 57.3% del total del consumo interno, seguido por el consumo de las generadoras eléctricas con 22.3%.

. Chile es un país que debe ser analizado desde la perspectiva de ser un país importador que al no tener maduración la ansiada interconexión gasífera en la región debe tener como prioridad la diversificación de las fuentes de importación de gas natural. En cumplimiento de esa estrategia, responde el rol que viene cumpliendo la empresa estatal ENAP que lidera el primer proyecto de infraestructura de GNL con la concurrencia del sector privado (Endesa, Metrogas y BC Group).


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Así también la empresa estatal Codelco estaría analizando desarrollar otra infraestructura de GNL en el norte de Chile para abastecer a las empresas de generación eléctrica que a su vez suministran energía eléctrica a los principales campos mineros de Chile. Colombia: • La política energética en el tema del gas natural en Colombia está ligada a la Política de

Estado que toda la sociedad Colombiana tenga acceso al gas natural; por tanto Colombia viene implementando el Plan de Masificación de uso del gas natural desde 1991 con subsidios para los sectores de menor poder adquisitivo, que ha permitido coberturas importantes del servicio público de gas natural en diversas municipalidades en Colombia.

• La regulación del transporte de gas natural por red de ductos con precios de acuerdo a la distancia de utilización del transporte estaría imposibilitando el desarrollo de explotación de pozos de gas natural que pierden competitividad por su lejanía con los centros de consumo. Por ello se esta estudiando la posibilidad de que la regulación de precios en el transporte sea a través de precios estampilla.

• Asimismo el control de precios de gas natural en boca de pozo no estarían incentivando la inversión en exploración y producción para abastecer la demanda interna y las exportaciones a Venezuela.

• La regulación del transporte de gas natural por distancia y el control de precios de gas natural en boca de pozo tienen repercusión en la evolución de las reservas de Colombia. En ese sentido la regulación Colombiana contempla que primero debe atenderse la demanda interna y que las exportaciones sólo serán posibles si la relación Reserva Producción son mayores a siete años.

• Los sectores industrial, eléctrico y residencial consumieron el 28.48, 26.76 y 22.73% del gas natural en Colombia para el 2006.

Colombia que es un país que se autoabastece y que tiene como Política de Estado ampliar la cobertura del servicio público del gas natural a todos los sectores de la Sociedad Colombiana debe realizar cambios en la regulación sobre la remuneración del transporte y la liberalización de los precios de boca de pozo para posibilitar que se incrementen las inversiones en la búsqueda de nuevas reservas y que se exploten los pozos que actualmente no son competitivos y eliminar el escenario de dejar de ser un país con autoabastecimiento. Ecuador: • La industria del gas natural en Ecuador está en sus inicios, si bien el país tiene reservas

no ha utilizado el gas natural en su matriz energética. En la actualidad el gas natural se utiliza en la operación de los campos de petróleo con gas asociado y en la generación eléctrica (Central Machala Power de 130 MW).

• Para incrementar las reservas de gas natural la empresa estatal Petroecuador ha firmado convenios con las empresas estatales ENAP (Chile) y PDVSA (Venezuela) para incrementar las inversiones en exploración.

• Actualmente esta desarrollando la regulación específica para el transporte y distribución de gas natural por ductos.

• No se tienen empresas transportistas ni distribuidores de gas natural por ductos. El primer proyecto de distribución de gas natural que lidera Petroecuador servirá a la localidad de Cuenca.

• Petroecuador es la una de las principales empresas en Ecuador, juega un rol importante en el sector hidrocarburos y debe esperarse que se incremente su participación en la cadena del gas natural


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Ecuador es un país que está en sus inicios en el desarrollo de la industria del gas natural, debe iniciar la regulación específica para las diversas partes de la cadena de gas natural y la implementación del desarrollo de la infraestructura debe tener como actor principal a Petroecuador. Como propuesta de continuar la investigación de los mercados de gas natural en los cinco países proponemos hacer el seguimiento a las siguientes variables:

Bolivia:

• Las decisiones políticas sobre el gas natural que respondan a la situación política y social que pasa dicho país. En ese sentido se puso especial énfasis en los cambios de la nueva constitución política del Estado Boliviano en temas sobre los recursos naturales e hidrocarburos.

• Estadísticas e Información sobre Inversiones en la cadena del gas natural. Se revisó los planes de inversión de Petrobras por US$1100 millones a partir de 2009 en Bolivia y el interés de inversión de Gazprom en las áreas de exploración y producción por US$ 4 millones. También se presenta la versión oficial del Estado Boliviano sobre las inversiones, que de acuerdo al ministro de Planificación del Desarrollo Carlos Villegas la industria del gas natural recibirá una inversión de US$ 1500 para aumentar la producción y el suministro de combustibles, de ese monto US$ 500 millones serán aportados por el sector privado y los US$ 1000 millones serán aportados por YPFB

Brasil:

• Seguimiento al avance del proyecto de importación de GNL. El primer terminal flexible de GNL en PECEM tendrá una capacidad de 7 millones de m3/d, empezará a entrar en operaciones en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región NorEste de Brasil. El segundo terminal flexible de GNL en GUANABARA BAY tendrá una capacidad de 20 millones de m3/d, se espera que la construcción y ensamblaje de las instalaciones concluyan en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región SurEste de Brasil. Otro de los proyectos de GNL estará a cargo de Gas Energy New Ventures, filial de Gas Energy. La consultora brasileña Gas Energy suscribió un memorando de entendimiento con el gobierno del estado de Rio Grande do Sul para construir una terminal de regasificación avaluada en US$1.200mn, la terminar Tergas tendrá una capacidad de regasificación de 6 millones de metros cúbicos diarios. Dicho proyecto incluye además una central termoeléctrica a gas. La instalación se convertirá en la primera terminal privada de gas natural licuado (GNL) de Brasil. En ese sentido Gas Energy mantiene negociaciones con inversionistas internacionales interesados en financiar el proyecto, que debiera comenzar a operar en el 2012.

• Seguimiento a las inversiones de Petrobras en las actividades de exploración. Se revisó

el Business Plan 2009 – 2013 de Petrobras, donde se presentan las inversiones en el sector de gas natural para el período 2009 -2013 que será de US$ 8.2 Billones. De este monto de inversión, US$ 3.7 Billones corresponden a proyectos en el portafolio de Petrobras y US$ 4.5 Billones en propuestas de proyectos de inversión.


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Chile:

• Seguimiento al avance del proyecto de importación de GNL. La primera etapa del Proyecto GNL de Quinteros debe entrar en funcionamiento en el segundo trimestre de 2009, y en 2010 a plena capacidad para cubrir el 40% de la demanda de gas que hay en el país, particularmente en la zona central. La planta tendrá una capacidad estimada de producción de 10 millones de m3/d que se podría ampliar a 20 millones de m3/d. El complejo de GNL de Quinteros recibirá su primer cargamento en Mayo para dar inicio a las pruebas y deberá empezar a operar en Junio de 2009. Según el ministro de energía Marcelo Tokman, el complejo iniciará con 5.5 millones de m3/d, cabe indicar que el proyecto tiene contratos de suministro a largo plazo por 6.5 millones de m3/d y pretender aumentar a 10.0 millones de m3/d. Asimismo, se tiene en construcción un segundo terminal de importación de GNL en Mejillones. Codelco y Suez tienen una participación del 50% cada una en este proyecto que se espera debe entrar en operaciones en Diciembre de 2009 ó Enero de 2010. Este proyecto tendrá una capacidad de procesamiento de 5.5 millones de m3/d para proveer gas natural a las centrales eléctricas y a los consumidores industriales del norte de Chile.

• Seguimiento a la información sobre las restricciones de gas natural: mitigación de los impactos en el sector eléctrico. Se presenta información sobre las restricciones de gas natural desde Argentina a los consumidores en Chile por gasoductos y sistemas, información que es reportada por la Comisión Nacional de Energía. Cabe señalar que las restricciones durante el 2008 han sido del orden por encima de 70% respecto a los requerimientos normales.

• En materia de política energética, la Cámara de Diputados aprobó el proyecto de Ley de

creación del ministerio de Energía en Chile, dicha Ley se encuentra para la aprobación de la Cámara de Senadores

El proyecto de ley establece que el ministerio propuesto deberá preparar los planes y políticas para el sector energía; elaborar, y proponer las normas aplicables al sector energía y estudiar y preparar las proyecciones de la demanda y oferta nacional de energía. Asimismo, el ministerio propuesto se hará cargo de algunas funciones que hoy en día están a cargo de los ministerios de Minería y Economía, tales como determinar los precios de paridad contenidos en los fondos de estabilización de precios del petróleo y las competencias que el Ministerio de Economía tenía asignadas en materia de gas y electricidad (concesiones definitivas; sistemas de transporte; explotación de servicios eléctricos y suministro; dictación de reglamentos), entre otras.

El proyecto de ley estable que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) serán organismos dependientes del nuevo ministerio de Energía.

Cabe resaltar que el proyecto de ley también incorporó una facultad para que el Ministerio de Energía participe en la formación y constitución de corporaciones o fundaciones, para la promoción, información, desarrollo y coordinación de iniciativas de investigación, transferencia y difusión de conocimientos económicos, tecnológicos y de experiencias en el área de la energía y entrega la facultad para participar en la formación de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.

Colombia:


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• Seguimiento a los cambios regulatorios en el transporte de gas natural y la probable

liberalización de los precios en boca de pozo.

o Resolución 157-2008 CREG (05-12-2008): Proyecto de resolución por la cual se define la metodología para determinar el costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. o Resolución 136-2008 CREG (04-11-2008): Se establecen las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la formula tarifaria que se utilizarán en el siguiente periodo tarifario. o Circular 18 031 del Ministerio de Minas y Energía (04-07-2008): El Ministerio de Minas y Energía informó a los productores, distribuidores, comercializadores de gas natural y público en general las reservar oficiales de gas natural en Colombia al 31 de Diciembre de 2007:

o Reservas de Referencia - RR. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007son 3.881,35 GPC (Giga Pies Cúbicos)

o Producción de Referencia - PRo La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a 398.51 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año)

o Factor RlP de Referencia - RlP ..,EIFactor R/P de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a 9.74 años.

Compuesta por:

o Reservas de Referencia - RR- Guajira. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007 son 2375.13 GPC (Giga Pies Cúbicos)

o Producción de Referencia - PR-Guajira. La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a 226.14 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año)

o Factor RlP de Referencia - RlP - Guajira. El Factor R/P de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a 10.50 años.

o Reservas de Referencia - RR- Cusiana. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de 2007 son 921.19 GPC (Giga Pies Cúbicos)

o Producción de Referencia - PR- Cusiana. La Producción de Referencia para el año 2008 corresponde a 125.27 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año)

o Factor RlP de Referencia - RlP- Cusiana. El Factor RlP de Referencia a 30 de mayo del año 2008 corresponde a 7.36 años.

• De acuerdo a información de Ecopetrol (18-12-2008), esta empresa presentó su plan de

inversiones para el año 2009 que será de US$ 6224 millones, lo que representa un incremento de 35% frente a los US$4.621 millones estimados para 2008 y más de tres veces lo invertido en 2007.

Los montos de inversión para el 2009 son:

o Exploración y nuevos negocios 1.049 millones de dólares


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o Producción 2.715 millones de dólares o Refinación y Petroquímica 814 millones de dólares o Transporte 598 millones de dólares o Otras inversiones 178 millones de dólares o Otras adquisiciones 870 millones de dólares o Total 6.224 millones de dólares

Cabe señalar que de acuerdo a un análisis de BNamericas del 31 de Diciembre de 2008, consideran que las inversiones en Colombia podrían retrazarse por los menores precios del petróleo y la crisis financiera mundial. Al respecto señalan la coyuntura actual podría afectar a las numerosas empresas junior que operan en Colombia y en el caso de Ecopetrol quizás tengan que posponer sus planes de desarrollo de cuencas maduras y bloques de crudo pesado que son una extensión de la prolífica faja venezolana del Orinoco.

Ecuador:

• Seguimiento al establecimiento de regulación específica en las diversas etapas de la cadena del gas natural.

• Desarrollo de los cambios regulatorios en el transporte de gas natural • Evolución de las inversiones en exploración y el primer proyecto de distribución de gas

natural. Cabe señalar que en el período Octubre 2008 – Febrero 2009 no se encontraron cambios regulatorios en la industria del gas natural. Asimismo, no se encontraron nueva información sobre avances del proyecto de distribución de gas natural para atender el área de Cuenca. Finalmente, debemos resaltar que el Documento de Trabajo se dividió en Ocho Capítulos. En el Primer Capítulo se presenta una introducción al documento de trabajo. En el Segundo Capítulo se presenta un panorama energético en Latinoamérica, donde se discute la matriz energética, producción, importación y exportaciones de la región. En el Tercer Capítulo se muestra la evolución de las reservas probadas, producción y demanda de gas natural en la región. Con el panorama global de la región, el documento continúa con la presentación de los mercados de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador. Del Cuarto al Octavo Capítulo se presentan los mercados de gas natural de los países antes mencionados. En estos capítulos se discuten tópicos de demanda, oferta, regulación, perspectivas de crecimiento de los mercados de gas natural que permiten concluir con una caracterización de cada uno de los mercados.


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2. E NE R G IA E N L A TINOAME R IC A

2.1. Balance Matriz Energética De acuerdo al informe de estadísticas energéticas de OLADE para el 2005, en la matriz energética, el petróleo y gas representaron el 41.4 y 26.4% de la oferta total en la región Latino Americana y el Caribe, tal como se observa en la Figura 2-1.

Oferta total de EnergíaLatino América y el Caribe

2005 Leña8.1%Nuclear

1.0%

Prod. Caña5.6%

Hidroenergía11.4%

PrimariasOtras1.2%Geotermia

0.4%

MineralCarbón

4.5%Gas Natural

26.4%

Petróleo41.4%

Figura 2-1: Oferta de Energía en Latinoamérica y el Caribe. 2005 Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE Elaboración: MRCS

2.2. Producción de Energía Primaria Asimismo, de acuerdo al informe de estadísticas energéticas de OLADE para el 2005 el petróleo y gas natural representaron el 52.8 y 21.2% de la producción de energía primaria en la región Latinoamericana y el Caribe, como se presenta en la Figura 2-2.

Producción de Energía PrimariaLatino america y el Caribe

2005

Gas Natural21.2%

Petróleo52.8% Mineral

Carbón5.2%

Hidroenergía8.4%Primarias

Otras1.1% Prod. Caña

4.2% Leña5.9%

Nuclear0.8%

Geotermia0.3%

Figura 2-2: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE Elaboración: MRCS


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2.3. Importaciones de Energía Primaria En cuanto a las importaciones de energía en la región Latinoamericana y el Caribe; el petróleo, gas natural y carbón representaron el 53.5, 23.7 y 22.7% del total de las importaciones de energía efectuadas en el 2005, como puede observarse en la Figura 2-3.

Importación de EnergíaLatino América y el Caribe

2005

Petróleo53.5%Gas Natural

23.7%

MineralCarbón22.7%

Figura 2-3: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE Elaboración: MRCS

2.4. Exportaciones de Energía Primaria En relación a las exportaciones de energía en la región; el petróleo, carbón y gas natural representaron el 79.5, 11.6 y 8.3% del total de exportaciones energéticas (Figura 2-4).

Exportación de Energía PrimariaLatino América y el Caribe

2005

Petróleo79.5%

Gas Natural8.3%

MineralCarbón11.6%

PrimariasOtras0.6%

Figura 2-4: Exportación de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE Elaboración: MRCS


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3. G AS NAT UR AL E N L A TINOAME R IC A

3.1. Evolución de las Reservas Probadas De acuerdo a la estadística presentada por la empresa British Petroleum (BP) en “Statistical Review of World Energy” de Junio 2008; Bolivia, Brasil, Colombia y Perú representaron el 0.4, 0.2, 0.1 y 0.2% de las reservas probadas de gas natural a nivel mundial en el 2007, respectivamente, mientras que Chile y Ecuador no aparecen en la publicación como países que tengan significativas reservas probadas de gas natural, como se desprende de la Tabla 3-1.

Tabla 3-1 Reservas probadas de gas natural. Trillones de metros cúbicos. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June 2008. Elaboración: MRCS


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3.2. Evolución de la Producción de Gas Natural Respecto a la producción, podemos apreciar de la Tabla 3-2 que Bolivia, Brasil y Colombia representaron el 0.5, 0.4 y 0.3% de la producción mundial en el 2007, respectivamente. Chile y Ecuador no aparecen en la publicación de BP como países con producción significativa de gas natural.

Tabla 3-2 Producción de gas natural. Billones de PCD. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June 2008. Elaboración: MRCS


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3.3. Evolución de la Demanda de Gas Natural Respecto a la demanda de gas natural, tenemos que Brasil, Chile, Colombia y Perú representaron el 0.8, 0.2, 0.3 y 0.1% de la demanda mundial de gas natural en el 2007, respectivamente. Bolivia no aparece en la publicación de BP con una demanda significativa de gas natural a nivel mundial (Tabla 3-3).

Tabla 3-3 Evolución de la Demanda de Gas Natural. Billones de PCD. Fuente: BP Statistical Review of World Energy. June 2008. Elaboración: MRCS


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4. ME R C ADO DE G AS NA TUR A L DE B OL IV IA

4.1. Introducción

4.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno De acuerdo a la información de la Unidad de Análisis de Políticas Económicas (UDAPE), unidad descentralizada del Ministerio de Desarrollo Económico de Bolivia, la participación del sector hidrocarburos en el producto bruto interno real creció en 40% para el período 2000 – 2006. La extracción de petróleo y gas natural tienen una participación del 6.8% en el producto bruto interno tal como muestra la Tabla 4-1.

Tabla 4-1: Producto Interno Bruto en Moneda constante de 1990 Fuente: UDAPE 4.1.2. Reformas en el Sector Hidrocarburos La industria de los hidrocarburos en las dos últimas décadas ha experimentado diversos cambios. Hasta la promulgación de la Ley de Hidrocarburos (Ley 1689) de 1996, la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) perforaba, producía, refinaba, transportaba, distribuía y vendía los productos al consumidor final. Posteriormente con el proceso de capitalización (iniciado en 1996) y luego de la privatización (1999) estas actividades pasaron al sector privado.

Sin embargo, en Mayo del 2005 se promulgó la nueva Ley de Hidrocarburos (Ley 3058). Dicha Ley concede a YPFB nuevas responsabilidades como operar en el upstream y en cualquier otra actividad que dicha empresa estatal vea por conveniente. Asimismo se estableció la obligatoriedad para las empresas de exploración y explotación de cambiar los contratos a las diferentes modalidades establecidas en la Ley.

Cabe señalar que la Ley 3058 tiene seis cambios esenciales respecto a la Ley 1689 en lo concerniente a: (i) Impuestos, (ii) Cambio obligatorio de las concesiones para exploración y explotación en contratos de servicio, existiendo tres modalidades, (ii) Refundación de YPFB, (iv) Socialización del gas, (v) Derechos a la consulta y participación de los pueblos campesinos, indígenas y originarios y (vi) Incentivo a la Industrialización en el territorio nacional.

4.1.3. Balance Energético En cuanto a la matriz energética de Bolivia, para el 2005 el gas natural representaba el 37.1% de la oferta total de energía primaria como se aprecia en la Figura 4-1.


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Oferta Total de Energía Bolivia - 2005

Petróleo42.7%

Gas Natural37.1%

PrimariasOtras1.7%Hidroenergía

4.4%

Prod. Caña6.7%Leña

7.3%

Figura 4-1: Oferta Total de Energía en Bolivia 2005. Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS

Por el sistema interconectado sur se transporta el 68.5% del total de gas natural en Bolivia que sirve al mercado interno y externo (este sistema atiende básicamente la exportación de gas natural a Brasil y Argentina). Sin embargo el sistema centro atiende el 61.4% de la demanda interna de gas natural, seguido del sistema norte y sur con 25 y 14%, tal como se aprecia en la Tabla 4-2.

Tabla 4-2: Flujo en los subsistemas de transporte Boliviano 2006 (MMPCD) Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos El gas natural en las exportaciones de hidrocarburos es el combustible más representativo de Bolivia, con una participación del 93.3% tal como lo indica la Figura 4-2.


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Exportación de Energía Bolivia - 2005

Petróleo6.7%

Gas Natural93.3%

Figura 4-2: Exportación de Energía en Bolivia 2005. Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS

La exportación del gas Boliviano hacia Argentina y Brasil se realiza a través de gasoductos; tiene una participación del 30.1% de las exportaciones de gas natural en la región Latinoamericana y el Caribe de ahí que la política energética Boliviana tenga una perspectiva marcada hacia la exportación del gas natural. Para marzo de 2008, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia (SH), las exportaciones de gas natural fueron de 1182.08 MMPCD de las cuales 1083.35 y 98.73 MMPCD se exportaron a Brasil y Argentina, respectivamente. Para ese período Bolivia tenía un consumo interno de 207.97 MMPCD, por lo que las exportaciones son 5.8 veces el consumo interno, tal como se observa en la Figura 4-3.

Figura 4-3: Flujo de Gas Natural Marzo 2008. Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

La Tabla 4-3 presenta las exportaciones de gas natural mensuales durante el 2006 para el mercado Argentino y Brasileño. Las exportaciones al Brasil representan el 84.6% del total exportado durante dicho año.


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Tabla 4-3: Exportación de gas natural. 2006 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

En cuanto al consumo de gas natural para el 2006, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia, las plantas generadoras termoeléctricas y las empresas distribuidoras de gas natural demandaban el 45 y 38% del gas natural que se consumió en Bolivia (Figura 4-4)

Consumo de Gas por SectoresGestión - 2006

Distribuidora de Gas por Redes38%

Consumo Directo2%

Consumo Propio3%

Consumo Propio Oleoductos

1%Entregas a Refinerias

4%

Consumo Propio Gasoductos

7%Venteos

0%

Generadoras Eléctricas45%

Figura 4-4: Consumo de Gas Natural por Sectores 2006 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural En el sector de gas natural participan el estado y las empresas que realizan actividades de exploración, producción, transporte, distribución y comercialización del gas natural. Dentro de los organismos estatales que participan en el sector hidrocarburos en Bolivia tenemos:

Ministerio de Energía y Minas

Superintendencia de Hidrocarburos

YPFB

4.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural De acuerdo al Artículo 31° de la Ley 3058, las actividades que se desarrollan en el mercado de gas natural Boliviano son las siguientes:

• Exploración

• Explotación (Producción)


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• Transporte

• Comercialización

• Distribución de gas natural por redes

Actividades que corresponden realizar al Estado Boliviano, derecho que puede ser ejercido por sí mismo, ó mediante entidades autárquicas o a través de concesiones y contratos por tiempo limitado, a sociedades mixtas o a personas privadas, conforme a Ley.

Asimismo, la actividad de comercialización para exportación de Gas Natural, puede ser realizada por el Estado a través de YPFB como agregador y cargador, por personas individuales o colectivas, públicas o privadas o asociado con ellas, conforme a Ley.

4.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización Dentro de los organismos que participan en el sector hidrocarburos en Bolivia tenemos:

Ministerio de Energía y Minas El Artículo 20° de la Ley 3058 establece el rol del Ministerio de Hidrocarburos como autoridad competente que elabora, promueve y supervisa las políticas estatales en materia de hidrocarburos. Las atribuciones del Ministerio son:

• Formular, evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Nacional de Hidrocarburos en coordinación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en el marco de la Política Nacional de Hidrocarburos definida por el Estado.

• Normar la adecuada aplicación de la Ley 3058 y la ejecución de la Política Nacional de Hidrocarburos.

• Supervisar el cumplimiento de disposiciones legales y normas en materia de hidrocarburos.

• Determinar los precios de los hidrocarburos en el Punto de Fiscalización para el pago de las regalías, retribuciones y participaciones, de acuerdo a las normas establecidas en la Ley.

• Establecer la Política de precios para el mercado interno.

• Establecer la Política de exportación para la venta de hidrocarburos.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Mediante el Artículo 22º de la Ley de Hidrocarburos se vuelve a fundar YPFB como empresa autárquica de derecho público, bajo la tutela del Ministerio de Energía y Minas. YPFB a nombre del Estado Boliviano debe ejercer el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos y representar al Estado Boliviano en la suscripción de Contratos Petroleros y ejecución de las actividades de toda la cadena productiva establecido en la Ley de Hidrocarburos.

Dentro de las funciones de administración, fiscalización y de operaciones que tiene YPFB podemos mencionar:

Funciones de Administración y Fiscalización:

• Negociar la suscripción de los Contratos Petroleros establecidos en la presente Ley, con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, de derecho público o privado, los que serán aprobados por el Directorio y suscritos por el Presidente de YPFB.

• Administrar los Contratos Petroleros.


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• Fiscalizar las actividades de Exploración y Explotación, previniendo daños a los yacimientos y maximizando la producción.

• Fiscalizar la producción de hidrocarburos en calidad y volumen para efectos impositivos, regalías y participaciones.

• Asumir el rol de agregador, vendedor y administrador en Contratos de Exportación de Gas Natural, donde YPFB suscriba los mismos y el Estado boliviano sea el gestor.

• Asumir la administración del Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH).

Funciones de Operaciones:

• Operar y/o participar en todas las actividades de la cadena productiva de los hidrocarburos por sí o mediante la conformación de sociedades de acuerdo al Código de Comercio.

• Negociar la conformación de sociedades de economía mixta para participar en las actividades de Exploración y Explotación y en cualquiera otra actividad de la cadena productiva de los Hidrocarburos.

Asimismo YPFB tiene el encargo de ser agregador y/o vendedor para toda la exportación de gas natural que se haga desde Bolivia, asignando los volúmenes requeridos a las empresas productoras.1

Superintendencia de Hidrocarburos (SH):

Asimismo el Artículo 24° de la Ley 3058 establece el rol de la Superintendencia de Hidrocarburos como organismo regulador de las actividades de transporte, refinación, comercialización de productos derivados y distribución de gas natural por redes. Dentro de las responsabilidades de la Superintendencia podemos mencionar:

• Proteger los derechos de los consumidores.

• Otorgar concesiones, licencias y autorizaciones para las actividades sujetas a regulación.

• Otorgar permisos para la exportación de hidrocarburos y sus derivados conforme a reglamento

• Autorizar la importación de hidrocarburos.

• Llevar un registro nacional de las personas individuales y colectivas que realicen actividades hidrocarburíferas en el país.

1 Artículo 86º (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Agregador y Vendedor en la Exportación de Gas Natural). Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) será el Agregador y/o Vendedor para toda exportación de Gas Natural que se haga desde el territorio boliviano, asignando los volúmenes requeridos a las empresas productoras, de acuerdo a lo siguiente: 1. La asignación de volúmenes para contratos existentes de exportación, se hará conforme a las normas de la presente Ley. 2. Las Empresas Productoras que obtengan mercados de exportación de Gas Natural por negociación directa, establecerán con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la asignación de volúmenes correspondientes para la agregación. 3. Cuando la exportación de Gas Natural sea consecuencia directa de convenios entre el Estado Boliviano, otros Estados o Empresas, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), previa invitación a los Titulares legalmente establecidos en el país, asignará los volúmenes requeridos para la exportación sobre la base de los lineamientos de la Planificación de Política Petrolera. 4. Para cubrir los costos de Agregador, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por toda exportación que realice como Agregador, emitirá a cada productor una factura por servicios de agregación por un monto equivalente al medio por ciento (0.5%) del monto bruto facturado en el punto de entrega al comprador, excluyendo el costo del transporte, y en la proporción que le corresponda a cada productor.


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• Aprobar tarifas para las actividades reguladas y fijar precios conforme a reglamento.

• Velar por el cumplimiento de los derechos y obligaciones de las entidades sujetas a su competencia.

• Requerir de las personas individuales y colectivas que realizan actividades hidrocarburíferas, información, datos, contratos y otros que considere necesarios para el ejercicio de sus atribuciones.

• Velar por el abastecimiento de los productos derivados de los hidrocarburos y establecer periódicamente los volúmenes necesarios de éstos para satisfacer el consumo interno y materias primas requeridas por proyectos de industrialización del sector.

• Aplicar sanciones económicas y técnicas administrativas de acuerdo a normas y reglamentos.

4.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural

De acuerdo al Artículo 18° de la Ley 3058, corresponde a YPFB operar el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos. Dicho centro controlará los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte.2

4.2.4. Agentes del Mercado

De acuerdo a la información de la SH, a Marzo de 2008, las empresas productoras de gas natural son:

Productores

Andina

British Gas

Chaco

Repsol

Petrobras

Petrobras Energía

Pluspetrol

Vintage

La actividad de transporte de gas natural por ductos requiere de concesiones que son otorgadas por la SH, Esta actividad se rige por el principio de libre acceso en virtud del cual toda persona tiene derecho, sin discriminación de acceder a un ducto de gas natural. Para

Transportistas

2 Artículo 18° de la Ley 3058: “… Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en coordinación con las instancias competentes de hidrocarburos, constituirá, organizará, instalará y operará el Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos. Los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte, serán controlados por este Centro que contará con la capacidad técnica, administrativa, de infraestructura y equipamiento necesarios. …”


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fines de esta operación, se presume que siempre existe disponibilidad de capacidad, mientras el concesionario no demuestre lo contrario ante el Ente Regulador.

Los concesionarios o licenciatarios para el transporte de gas natural por ductos no podrán, bajo pena de caducidad de su concesión, ser concesionarios ni participar en concesiones para la distribución de gas natural por ductos. Asimismo, no podrán ser compradores y vendedores de hidrocarburos, salvo las excepciones establecidas en la presente Ley, como tampoco participar como accionista en empresas generadoras de electricidad o ser licenciataria de tal actividad.

De acuerdo a la información de la SH (Tabla 4-4), las empresas transportistas de gas natural por red de ductos son:

Tabla 4-4: Empresas de Transporte de Gas Natural Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Distribuidores

De acuerdo al Artículo 104° de la Ley de Hidrocarburos, se requiere de Concesión para desarrollar el servicio de distribución de gas natural por redes, para ello se debe convocar a licitación pública donde pueden participar capital nacional o extranjero que demuestren capacidad técnica y financiera, cumplan las normas de desarrollo municipal, de seguridad, de protección del medio ambiente y los requisitos que se establezcan mediante Reglamento en el marco de la Ley de Hidrocarburos.3

Asimismo se estable en dicha Ley que los concesionarios de distribución de gas natural por ductos tendrán el derecho exclusivo de proveer gas natural a todos los consumidores del área geográfica de su concesión, con excepción de las plantas generadoras termoeléctricas, las refinerías y los proyectos de industrialización del gas natural.

3 Artículo 104º (Licitación de las Concesiones de Distribución de Gas Natural). Las Concesiones para el servicio de Distribución de Gas Natural por Redes se otorgarán previa licitación pública convocada por la autoridad competente, a personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, que demuestren capacidad técnica y financiera, cumplan las normas de desarrollo municipal, de seguridad, de protección del medio ambiente y los requisitos que se establezcan mediante Reglamento en el marco de la presente Ley. Antes de licitar el servicio de distribución, se coordinará con los Gobiernos Municipales, los planes reguladores de los respectivos centros urbanos y todos aquellos asuntos que tengan que ver con las competencias de los municipios.


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En el caso de expansión de la red de distribución de gas natural, YPFB tiene la prioridad para desarrollar dicha actividad (por si misma o en asociación), cuando YPFB no cuente con la capacidad técnica, legal y económica se procederá a la licitación respectiva para otorgar la concesión

A continuación presentamos la lista de las empresas distribuidoras de gas natural de Bolivia (Tabla 4-5):

Tabla 4-5: Empresas de Distribución de Gas Natural Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

La comercialización de gas natural para el exterior es autorizada por la Superintendencia de Hidrocarburos sobre la base de una certificación de existencia de excedentes a la demanda nacional, verificación del pago de impuestos e información sobre precios y facilidades de transporte. (YPFB) es el Agregador y/o Vendedor para toda la exportación de Gas Natural que se realice desde Bolivia, asignando los volúmenes requeridos a las empresas productoras. Para la comercialización interna, la Superintendencia fija los precios máximos, en moneda nacional, y los respectivos parámetros de actualización, de acuerdo a Reglamento (considerando los precios de contratos existentes y de oportunidad de mercado).

Comercializadores

4.3. Reglas de Mercado

A continuación se presenta un resumen de las reglas que rigen el Mercado de Gas Natural.

4.3.1. Requisitos para ser considerados Agente en el Mercado La producción de gas natural se realiza mediante contratos de explotación, se requiere Concesión para desarrollar actividades de transporte y distribución de gas natural.

4.3.2. Precios de gas natural

4.3.2.1. Producción: De acuerdo al Artículo 87° de la Ley de Hidrocarburos, corresponde a la SH fijar los precios de gas natural, estos precios están referenciados a los precios de gas natural de


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exportación. Los precios para el mercado Boliviano no pueden ser superiores al 50% del precio mínimo del contrato de exportación. Los precios de gas natural de exportación se fijan por competencia con el gas líquido donde no existe consumo de gas y en los mercados donde exista consumo de gas por competencia con el gas natural.4

4.3.2.2. Tarifas de Transporte De acuerdo al Artículo 92° de la Ley de Hidrocarburos, las tarifas para el transporte de hidrocarburos por ductos, deben ser aprobados por la SH y debe seguir los siguientes criterios:

• Asegurar el costo más bajo a los usuarios, precautelando la seguridad y continuidad del servicio a través de la expansión de los sistemas de transporte, en el territorio nacional.

• Permitir a los concesionarios, bajo una administración racional, prudente y eficiente, percibir los ingresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos e impuestos, depreciaciones y costos financieros y obtener un rendimiento adecuado y razonable sobre su patrimonio neto. No se considerará dentro de la cobertura de costos a las retenciones por remesas al exterior del Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas.

• Asegurar eficiencia de las operaciones y optimizar las inversiones y costos de los concesionarios.

Asimismo debe observarse que las economías de escala que generan los ductos de exportación deben beneficiar las tarifas internas de Transporte por Ductos.

El artículo 97° de la Ley de Hidrocarburos, establece que las tarifas de transporte en territorio Boliviano deben ser “tarifas estampilla” diferenciadas del mercado de exportación. Se pueden aplicar “tarifas incrementales” para proyectos de interés nacional certificados por el Ministerio de Hidrocarburos ó nuevos proyectos de mercado interno y de exportación. La Tabla 4-6 presenta las tarifas de transporte vigente de acuerdo a la información de la SH.

4 Artículo 87º (Precio del Gas Natural). El precio de exportación del Gas Natural podrá enmarcarse en los precios de competencia gas líquido donde no exista consumo de gas y gas-gas en los mercados donde exista consumo de gas. En ningún caso los precios del mercado interno para el Gas Natural podrán sobrepasar el cincuenta por ciento (50%) del precio mínimo del contrato de exportación. El Precio del Gas Natural Rico de exportación podrá estar compuesto por el Gas Natural Despojado y su contenido de licuables. El Gas Natural Despojado tendrá un contenido máximo de uno y medio por ciento (1.5%) molar de dióxido de carbono, medio por ciento (0.5%) molar de nitrógeno y un poder calorífico superior en Base Seca máximo de mil (1.000) BTU por pie cúbico. Para establecer las características del Gas Natural Despojado de Exportación se aplicará al Gas Natural Rico de exportación los rendimientos de separación de licuables de una planta de turbo-expansión.


30

Tabla 4-6: Tarifas de Transporte de Gas Natural Vigentes Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.3.2.3. Tarifas de Distribución De acuerdo al Artículo 105° de la Ley de Hidrocarburos y el literal h) del Artículo 77° del Reglamento de Distribución de Gas Natural (DS 28291, de Agosto de 2005) corresponde a la SH aprobar, fijar y revisar las tarifas y su estructura para la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes para cada categoría de Usuario.5

5 Artículo 108º (Tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes). Las Tarifas para Distribución de Gas Natural por Redes, serán aprobadas conforme a los principios establecidos en el Artículo 89º de la presente Ley, en lo que fuera aplicable.

Las Tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes para su aplicación a la zona de concesión deberán contemplar subsidios a ser otorgados a los consumidores de menores ingresos, conforme a una clasificación por consumo destinado por el Ministerio de Hidrocarburos. De igual manera, se deberán contemplar subsidios a ser otorgados a la pequeña industria, salud pública, asilos, orfelinatos, educación fiscal, electrificación rural, abastecimiento de Gas Natural al área rural de acuerdo al impacto social de estas actividades, al turismo y al Gas Natural Vehicular (GNV), de acuerdo a una clasificación por consumo. La Industria clasificada como gran consumidor de Gas Natural, tendrá tarifas basadas en principios económicos pudiendo negociar precios menores con los productores, pasando los beneficios a los consumidores finales. Las actuales empresas de distribución de Gas Natural se adecuarán a lo dispuesto en el Artículo 105º de la presente Ley. Artículo 77°.- La Superintendencia es el ente encargado de regular las tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes. Las tarifas serán determinadas en base a los siguientes principios tarifarios: a) Las tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes, aprobadas por la Superintendencia, serán Tarifas Máximas para cada una de las categorías de Usuarios. b) Las tarifas deberán asegurar el costo más bajo a los Usuarios, precautelando la seguridad y continuidad del servicio a través de la expansión de los Sistemas de Distribución en el territorio nacional. c) Las tarifas podrán contemplar subsidios a ser otorgados en las diferentes categorías de Usuarios d) Los Concesionarios podrán realizar descuentos a los Usuarios dentro de una misma categoría, sin que ello signifique una reducción en la calidad del servicio. Estos nuevos niveles de precios con descuentos y su vigencia deberán ser informados con anterioridad a la Superintendencia. e) El Concesionario podrá desarrollar políticas generales de promoción a fin de masificar el uso del gas natural, pudiendo establecer promociones comerciales en beneficio de los Usuarios.


31

Asimismo, las tarifas deben seguir los siguientes principios tarifarios:

• Las tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes, aprobadas por la Superintendencia, serán Tarifas Máximas para cada una de las categorías de Usuarios (Industrial, Comercial y Doméstico).

• Las tarifas deberán asegurar el costo más bajo a los Usuarios, precautelando la seguridad y continuidad del servicio a través de la expansión de los Sistemas de Distribución en el territorio nacional.

• Las tarifas podrán contemplar subsidios a ser otorgados en las diferentes categorías de Usuarios. Se contempla subsidios a los consumidores de menores ingresos, conforme a una clasificación por consumo destinado por el Ministerio de Hidrocarburos. Asimismo se contempla subsidios para el caso de la pequeña industria, salud pública, asilos, orfelinatos, educación fiscal, electrificación rural, abastecimiento de Gas Natural al área rural de acuerdo al impacto social de estas actividades, al turismo y al Gas Natural Vehicular (GNV), de acuerdo a una clasificación por consumo.

• Los Concesionarios podrán realizar descuentos a los Usuarios dentro de una misma categoría, sin que ello signifique una reducción en la calidad del servicio.

• Estos nuevos niveles de precios con descuentos y su vigencia deberán ser informados con anterioridad a la Superintendencia.

• El Concesionario podrá desarrollar políticas generales de promoción a fin de masificar el uso del gas natural, pudiendo establecer promociones comerciales en beneficio de los Usuarios.

• Las tarifas permitirán a los Concesionarios, bajo una administración racional, prudente y eficiente, percibir los ingresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos e impuestos, depreciaciones y costos financieros

La Tabla 4-7 presenta los precios de gas natural a nivel de distribución.

f) Las tarifas permitirán a los Concesionarios, bajo una administración racional, prudente y eficiente, percibir los ingresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos e impuestos, depreciaciones y costos financieros


32

Tabla 4-7: Precios de Gas Natural Regulado para los Sectores Residencial y Comercial Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.4. Evolución del Mercado En esta Sección se presenta la evolución de la demanda y oferta del mercado de gas natural Boliviano.

4.4.1. Demanda

La Tabla 4-8 presenta la demanda de gas natural en el mercado Boliviano, para el 2005 la demanda era de 2.14 Gm3.

Año Gm3

1996 1.75

2004 1.94

2005 2.14

Tabla 4-8: Demanda de Gas Natural 2005 (Gm3) Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE

Para el 2006, el consumo interno era de 186 MMPCD (1.92 Gm3) de acuerdo a la información de la SH (Figura 4-5)


33

Figura 4-5: Flujo de Gas Natural 2006 (MMPCD) Fuente: Anuario Estadístico 2006. Superintendencia de Hidrocarburos.

4.4.2. Oferta

4.4.2.1. Producción La Figura 4-6 muestra la evolución de las reservas probadas de Bolivia desde 1980 a 2007. Como se aprecia las reservas se incrementaron en 1999 (245.1%). Para el 2007, las reservas probadas son de 0.74 Trillones de m3 (0.4% de las reservas mundiales) con una relación Reservas Producción de 54.7 años.

Reservas Probadas de Gas Natural (Trillones de m3)

0.12 0.

15

0.15

0.13

0.13

0.13 0.14

0.14 0.15

0.12

0.11

0.12

0.12

0.12

0.11 0.13

0.11 0.12 0.

15

0.52

0.68

0.78 0.

81

0.78

0.76

0.74

0.74

0.74

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Trill

ones

m3

Figura 4-6: Reservas Probadas de Gas Natural (Trillones de m3) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2008 Elaboración MRCS

La Figura 4-7 presenta la evolución de la producción diaria de gas natural para el período 1972 – 1997. Se puede apreciar un incremento sostenido de la producción diaria desde 1999 (inicio de las exportaciones a Brasil).


34

Producción de Gas Natural Billones PCD

0.10 0.

160.

170.

160.

170.

180.

18 0.19 0.

24 0.25

0.26

0.25

0.24

0.24

0.24 0.25

0.27 0.28

0.29

0.29

0.28

0.28 0.31

0.31

0.31

0.26

0.27

0.22 0.

310.

46 0.47

0.62

0.94

1.15 1.

23 1.31

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.4019

7219

7319

7419

7519

7619

7719

7819

7919

8019

8119

8219

8319

8419

8519

8619

8719

8819

8919

9019

9119

9219

9319

9419

9519

9619

9719

9819

9920

0020

0120

0220

0320

0420

0520

0620

07

Billo

nes

PCD

Figura 4-7: Evolución de la Producción de Gas Natural (Billones PCD) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2008 Elaboración MRCS 4.4.2.2. Transporte La Tabla 4-9 presenta el flujo de gas natural diario transportado para el 2006. Existen algunos gasoductos que presentan reducida capacidad disponible de transporte (Carrasco – Yapacani, Yapacani – Colpa, Villamontes – Tarija)

Tabla 4-9: Flujo de Gas Natural 2006 Fuente: Anuario Estadístico 2006. Superintendencia de Hidrocarburos.

El transporte de gas natural en el 2006 fue de 1312.7 MMPCD, de los cuales para el consumo interno se transportó 186 MMPCD (en el 2005 fue de 169.33 MMPCD) y 1064.33 MMPCD fueron para la exportación (incremento de 9.8% respecto al 2005).

Las exportaciones de gas natural al Brasil durante la gestión 2006 fueron de 888,11 MMPCD (25,1484 MMm3d) que representó un incremento de 7.6% respecto al 2005. Del


35

total de exportaciones al Brasil, 867.24 MMPCD (24,557 MMm3d) fueron realizados por Mutun (Sao Paulo) y 20.87 MMPCD (0,5909 MMm3d) por San Matías (Cuiaba).

Las exportaciones a la Argentina fueron de 176.22 MMPCD (4,989 MMm3d), de los cuales 34.19 MMPCD fueron por Madrejones y 142.03 MMPCD por Pocitos. La exportación a Argentina en el 2006 representó un incremento de 22% respecto al 2005.

Tabla 4-10: Flujo de Gas Natural 2006 Fuente: Memoria Anual 2006. Superintendencia de Hidrocarburos.

La Tabla 4-11 presenta las instalaciones de transmisión del sistema de transporte Boliviano.


36


37


38

Tabla 4-11: Sistema de Transporte de gas natural Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.4.2.3. Distribución La Tabla 4-12 presenta el consumo de gas natural a nivel de distribución por red de ductos. Para el 2007, se comercializaron 29’676,027 MPC (81.3 MMPCD).

Tabla 4-12: Evolución de la Comercialización de Gas Natural (MPC). Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

De acuerdo a la Memoria Anual 2006 de la SH, el consumo de gas natural por ductos fue de 25.508.161 miles de pies cúbicos (MPCS), que representó un crecimiento del 13,90 % con relación al año 2005 (22.394.969 MPCS).

La Tabla 4-13 presenta el volumen comercializado por cada empresa distribuidora de gas natural. Como se puede observar Emcogas, YPFB y Sergas son las empresas con mayor participación en la distribución, entre ellas abastecen el 88.1% del mercado.

Tabla 4-13: Distribución de gas natural. 2006 Fuente: Memoria Anual 2006. Superintendencia de Hidrocarburos.


39

4.4.2.4. Comercialización A Junio de 2008, existen 109,200 usuarios del suministro de gas natural en Bolivia, YPFB tiene el 38.8% de los usuarios a nivel nacional, tal como se puede observar de la Tabla 4-14.

Tabla 4-14: Usuarios de gas natural en Bolivia Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Los usuarios de YPFB están concentrados en la región de El Alto (representa el 41.1% de los usuarios de dicha empresa) como se puede apreciar de la Tabla 4-15.

Tabla 4-15: Usuarios de gas natural de la empresa YPFB Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

El sector doméstico representa el 96.4% de los usuarios a nivel nacional, tal como se observa de la Tabla 4-16.

Tabla 4-16: Usuarios de gas natural por categoría Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

4.4.3. Interconexiones Internacionales

Contrato YPFB-PETROBRAS:

Exportación de gas natural al Brasil

Para la exportación de gas natural al Brasil se firmaron dos contratos:

Contrato de compra y venta de gas natural (GSA) suscrito entre YPFB y Petrobras el 1° de Julio de 1999.

Contratos de transporte TCQ (Cantidad de capacidad de transporte), TCO (Opción de capacidad de transporte) y TCX (Capacidad de transporte extra) entre YPFB – Petrobras y Gas Transboliviano S.A. (GTB), donde YPFB se constituye como cargador y Petrobras es el


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responsable del pago por el servicio de transporte de gas natural desde Río Grande hasta Matún y el gas consumido como combustible en la región Boliviana.

La Tabla 4-17 muestra la facturación del volumen de Gas efectivamente exportado durante el año 2007 y del Gas utilizado por el gasoducto como gas combustible en el lado boliviano.

Tabla 4-17: Facturación mensual del gas efectivamente exportado durante el año 2007 Fuente: YPFB

La Figura 4-8 muestra la evolución de los volúmenes de exportación expresados en millones de metros cúbicos diarios (MM mcd). Para el 2007, las exportaciones estaban por los 30 MM mcd.


41

Figura 4-8: Evolución de exportaciones de gas natural al Brasil 1999 – 2007 (MMmcd) Fuente: YPFB

La Figura 4-9 muestra las exportaciones mensuales por el gasoducto Río Grande Matún.

Figura 4-9: Exportación de gas natural a Brasil. Gasoducto Rio Grande – Mutun (MMPCD) Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos


42

La Tabla 4-18 presenta la facturación del transporte del referido volumen, desglosado en los contratos de transporte TCQ, TCO y TCX con sus respectivas tarifas por Capacidad y por Caudal en $US/MM BTU. El contrato por cantidad de capacidad de transporte representa el 73.7% de la facturación de la exportación.

Tabla 4-18: Facturación por transporte de gas natural Río Grande - Mutún 2007 (US$) Fuente: YPFB

Como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, a partir del 2 de mayo 2007 el registro de participación volumétrica de cada empresa para la exportación es reemplazado por la participación de cada campo; En la Tabla 4-19 se muestran los precios contractuales mensuales, tal como se aprecia el precio de exportación promedio en el 2007 fue de 4.07 US$/MMBTU.


43

Tabla 4-19: Evolución de precios contractuales de venta de gas natural al Brasil (US$/MMBTU) Fuente:YPFB Otras exportaciones al Brasil Desde enero y hasta el 1º de mayo de 2007, adicionalmente Bolivia exportó gas natural al Brasil mediante dos contratos: (1) British Gas (BG) con BG Comgas vía Mutún y (2) Andina S.A. para Cuiabá (Trans Border Services – TBS), vía San Matías.

A partir del 2 de mayo de 2007, como resultado protocolización de los Contratos de Operación, YPFB se hace cargo de estas exportaciones, suscribiendo contratos provisionales con ambos compradores.

Las exportaciones a la Argentina se produjeron a partir de Setiembre 1999, cuando Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la República Argentina vía el gasoducto Bermejo – Aguas Blancas. Asimismo, a partir de noviembre de 2001 Pluspetrol inicia exportaciones de gas natural del campo Madrejones (Bolivia) a través del gasoducto exclusivo Madrejones – Campo Durán. Posteriormente, las exportaciones se realizan del campo Tacobo por Madrejones.

Exportación de gas natural a la Argentina

A partir de junio de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz – Yacuiba gas natural producldo por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y a partir del 29 de abril de 2005 de Pluspetrol Bolivia Corporatlion S.A. del campo Tacobo

Los contratos de compra venta de gas YPFB – Pluspetrol S.A., YPFB – Petrobras Energía S.A. y Repsol YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA a partir del 1º de septiembre, 14 de septiembre y 19 de octubre de 2006, respectivamente.

A raíz del Convenio Marco para la Venta de Gas Natural, firmado por los Gobiernos de Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribe el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA, el mismo que está en vigencia a


44

partir de enero de 2007, con el compromiso de exportar 7.7 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) los años 2007 y 2008, 16.0 MMmcd el 2009 y 27.7 MMmcd desde el año 2010 hasta el 2026.

Los volúmenes de Gas Natural exportados a la República Argentina se muestran en la Tabla 4-20, donde se incluyen los montos facturados. La evolución de los precios del gas exportado se presenta en la Tabla 4-21.

Tabla 4-20: Facturación a la argentina por gas natural 2007 (US$) Fuente: YPFB

La Figura 4-10 muestra las exportaciones mensuales a la Argentina.


45

Figura 4-10: Exportación de gas natural a Argentina Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Tabla 4-21: Evolución de los precios contractuales de venta de gas natural a la argentina (US$/MMBTU) Fuente: YPFB

4.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado En esta sección se describe los principales aspectos comerciales y estratégicos del mercado de gas natural.

4.5.1. Contratos de Suministro Las empresas de distribución de gas natural cuando no sean productoras para garantizar la continuidad del servicio en su zona de concesión deben suscribir contratos en firme con empresas productoras.


46

4.5.2. Contratos de Transporte En el mercado Boliviano existen contratos a firme e interrumpible por el transporte de gas natural. Como ejemplo tenemos:

Contratos a firme:

Contrato de servicio firme para el transporte de gas natural, mercado interno y mercado exportación entre Transporte de Hidrocarburos S.A. (TRANSREDES) y la Empresa Petrolera Chaco S.A. del 6 de diciembre de 2005

Contratos interrumpibles:

Contrato de servicio interrumpible de transporte de gas natural mercado interno entre Transporte de Hidrocarburos S.A. (TRANSREDES) y la empresa Gas & Electricidad Sociedad Anónima (GESA) en fecha 10 de noviembre de 2005.

4.5.3. Composición del Precio de Gas Natural Producción: Regulado por la Superintendencia que están referenciados a los precios de gas natural de exportación, los precios internos no pueden ser superiores al 50% del precio mínimo del contrato de exportación.

Transporte: Regulado por la Superintendencia

Distribución: Regulado por la Superintendencia

Comercialización: Regulado por la Superintendencia

4.5.4. Variables Estratégicas

•

Rol de YPFB

Con la nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia, YPFB tiene la responsabilidad de operar directamente o indirectamente en todas las actividades de la industria del gas natural, por tanto es un agente importante en el mercado.

Dando cumplimiento a la nacionalización, las distribuidoras departamentales de gas natural que actualmente están en manos privadas (Sergas, Encogas, Endigas y Entagas) pasarán a manos de YPFB entre Febrero y Mayo de 2009. YPFB procederá a la recuperación de la distribución de carburantes y procederá a realizar la expansión de redes de gas domiciliario en el territorio boliviano para que el gas sea de uso directo de las familias.

Una de las funciones que YPFB debe ejecutar con mayor urgencia es la perforación de pozos para aumentar las reservar de gas natural. En ese sentido, YPFB tiene como estrategia desarrollar el “Plan 100” para duplicar la producción de gas natural.

Asimismo, YPFB firmó los primeros dos contratos con YPFB-Petroandina para ingresar a operar y participar en las actividades de exploración y explotación en los departamentos de Tarija, Santa Cruz, Chuquisaca y en las zonas no tradicionales en cuanto a la existencia de reservas de La Paz, Beni y Cochabamba. La empresa YPFB Petroandina Sociedad Anónima Mixta (SAM), esta constituida por una participación accionaria distribuida en un 60% correspondiente a YPFB y un 40% por parte de Petróleos de Venezuela (PDVSA).


47

•

El gobierno Boliviano actualmente está implementando dentro de la Estrategia Nacional de Hidrocarburos políticas de masificación del gas natural por ductos, con el objetivo de utilizar este recurso energético para apoyar y fomentar el desarrollo de Bolivia, esto se complementa con políticas de cambio en la matriz energética mediante la conversión de vehículos a GNV.

Plan de Masificación:

Por ello, se están estudiando instrumentos que permitan alcanzar las metas y objetivos de instalaciones internas de gas natural de usuarios domiciliarios e incrementar el número de conversión de vehículos a GNV.

Se piensa implementar un programa de masificación del uso del Gas Natural, en el cuál YPFB juega un rol protagónico, para lograr un incremento significativo en el número de instalaciones internas, en ciudades, poblaciones intermedias y cercanas a gasoductos en el próximo quinquenio.

Los impactos que se espera alcanzar con la política de masificación son:

• Que la mayor parte de la población tenga acceso al gas natural.

• Generar fuentes de trabajo de mediana duración durante la implementación del proyecto de distribución (conexiones residenciales, comerciales e industriales) que generarán empleos permanentes de corte técnico, comercial y administrativo, con diversos grados de especialización.

• Creación de polos de desarrollo a través de parques industriales y agroindustriales.

• Incremento del valor de los activos de la población (revaluación de las viviendas por contar con el servicio de la red domiciliaria).

• Ahorro económico para los usuarios que puedan reemplazar el uso de GLP con gas natural.

• Menores subvenciones al GLP y al Diesel Oil importado, por sustitución de GNV

• El beneficio social que implicaría el cambio de la matriz energética mediante la sustitución de GLP por GNV, permitiría contar con mayor suministro de GLP en el mercado interno, hasta que se cuenten con plantas de extracción de licuables.

•

Los contratos de exportación de gas natural a Brasil y Argentina sustentan la actividad económica de Bolivia, por eso es indispensable que incrementen sus reservas y producción que están ligadas con la necesidad urgente de incrementar la exploración de gas natural y así cumplir con sus compromisos de entrega de gas natural. Sin embargo, en la actualidad el gobierno Boliviano está negociando con Argentina para reducir sus despachos de gas natural al país del Cono Sur por los problemas de producción (BNamericas, 25-06-08).

Contratos de exportación:

Cabe señalar que en los últimos meses debido al clima de conflicto social se han presentado atentados a los ductos de gas natural y toma de instalaciones de producción de gas natural por grupos opositores al gobierno de Evo Morales que afectan la entrega de gas natural en el mercado interno y externo.

•

La incertidumbre política y las pobres condiciones comerciales en Bolivia han hecho impracticables las nuevas inversiones, de acuerdo con la firma irlandesa de hidrocarburos Pan Andean Resources (BNamericas, 25-09-08)

Inversiones:

Asimismo los disturbios producidos en la zona este de Bolivia obligaron a la empresa estatal de hidrocarburos YPFB a retrasar el inicio de un nuevo programa de perforación fijado para


48

comienzos de agosto en el campo La Víbora, ubicado en el departamento de Santa Cruz. (BNamericas, 29-08-08)

La compañía de hidrocarburos de Bolivia, YPFB, pretende duplicar sus reservas de gas natural en los próximos cuatro años, anunció la agencia estatal de noticias, ABI. El denominado Plan 100 de la compañía estatal establece una inversión anual de entre US$1.000mn y US$1.500mn para duplicar las reservas. La materialización del objetivo requerirá de la participación de todos los operadores y socios de YPFB (BNamericas, 28-08-08).

La petrolera rusa Gazprom y la petrolera major francesa Total firmaron un memorando de entendimiento con la compañía boliviana de hidrocarburos YPFB para invertir US$4.500mn en un nuevo proyecto de gas natural en Bolivia. Las tres empresas desarrollarán el proyecto en el sureste de Bolivia, donde Total ya está produciendo gas natural de seis pozos. La producción de este proyecto podría llegar a 26 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d). YPFB tendrá una participación de 60% en el proyecto, mientras que el resto quedará en manos de Total y Gazprom. Sin embargo, no se ha dado a conocer el cronograma para el desarrollo del proyecto (BNamericas, 18-09-08).

Las inversiones en exploración y explotación en los últimos años han disminuido tal como la muestra la Figura 4-11.

Figura 4-11: Inversiones en el Upstream Fuente: Memoria Anual 2006. YPFB

4.6. Perspectivas del Mercado En esta sección se presenta las perspectivas del mercado Boliviano en el mediano y largo plazo.

A pesar de las reservas de gas que cuenta el país, Bolivia fuera de los contrato de Compra- Venta de Gas de exportación a Argentina y Brasil, no ha firmado ningún nuevo contrato de exportación con otros países hasta la fecha, por lo que, se esperaría que Bolivia busque nuevos mercados de exportación.

Cabe señalar que la posible venta de gas natural Boliviano a Chile fue planteada por la Cámara Nacional de Comercio de Bolivia como alternativa a la reducción del consumo brasilero. Al respecto el ministro de planificación de Bolivia, Carlos Villegas plantea que esa


49

posibilidad está sujeta a la solución del tema de acceso marítimo de Bolivia (Agencia Boliviana de Información, 12 de Enero de 2009)

El sector de hidrocarburos en los últimos años se ha perfilado como el motor de crecimiento de la economía del país, para ello es importante además de continuar con el contrato de compra venta de gas a Brasil, asegurar nuevos mercados en la región, como son los mercados de: Argentina, Chile, Uruguay y Paraguay.

Asimismo, las perspectivas del sector, son variadas entre ellas esta el desafío de industrializar el gas, y hacer realidad algunos proyectos como la conversión de gas a líquidos ("Gas to Liquid - GTL"), ello a través del consorcio brasilero conformado por Braskem, Copagaz y Petrobras a Puerto Suárez, la producción de polietileno por parte de YPFB, las posibilidades de exportar energía a los países vecinos. Ello acompañado del cambio en matriz energética, a través de la gasificación de gas natural en el mercado interno con dos proyectos: i) redes de gas domiciliarias, y, ii) la conversión de vehículos a gasolina o diesel oil a gas natural vehicular.

4.6.1. Regulación El desafío más importante que Bolivia enfrenta para los siguientes años es concluir con el marco regulatorio que ordena realizar la nueva Ley de Hidrocarburos, a la vez de lograr que el uso de sus reservas de gas les permita obtener beneficios altos y sostenibles en el tiempo, tanto por la expansión del consumo interno y la exportación del gas natural. Otro de los aspectos que debe enfrentar la regulación es incentivar el uso del gas en la generación eléctrica.

En cuanto a la industrialización del Gas Natural, la política debe implicar superar el modelo primario exportador de materias primas, industrializando el gas natural a través de la petroquímica, para la generación de valor agregado y empleo. Para ello se debe Promover y estimular la participación de la inversión pública o privada (nacional y/o internacional) en la industria petroquímica

4.6.2. Demanda

La Figura 4-12 presenta los pronósticos de crecimiento de la demanda de gas natural, de acuerdo a los pronósticos de OLADE para el 2013 se prevé un crecimiento de 38% respecto al consumo del año 2008 y para el 2018 un crecimiento de 81.8%.

Bolivia - Perspectiva Consumo Interno (Gm3)

4.98

3.77

2.74

1.62

0

1

2

3

4

5

6

2003 2008 2013 2018

Gm

3

Figura 4-12: Pronósticos de Crecimiento de Demanda Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE


50

4.6.3. Oferta En cuanto a los pronósticos de oferta de gas natural en Bolivia, OLADE estima que la producción se incrementará en 39.3% para el 2013 respecto al año 2008, para el 2018 el incremento será de 89.7% (Figura 4-13).

Bolivia - Perspectiva Producción (Gm3)

39.29

6.72

20.71

28.85

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2003 2008 2013 2018

Gm

3

Figura 4-13: Pronósticos de Crecimiento de Oferta Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE

4.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado

4.7.1. Oferta y Demanda de Gas Natural De acuerdo a información de BNamericas (10 Febrero de 2009), la producción total de 2008 fue de 456.227 millones de pies cúbicos, de los cuales un 57,6% fueron de Petrobras Bolivia, seguida de Chaco (12,9%), Andina (9,7%), Repsol YPF (NYSE: REP) (7,5%), BG (LSE: BG) (3,8%), Pluspetrol (3,4%), Petrobras Energía (2,7%), Vintage (2,3%) y Matpetrol (0,02%). El precio de las exportaciones de gas a Argentina y Brasil en el 2008 promedió en 10,40 US$/MBTU y 7,90 US$/MBTU, respectivamente. Como referencia, cabe indicar que los precios eran de 1,00 US$/MBTU y 1,50 US$/MBTU en el año 2000, respectivamente.

Asimismo, según BNamericas (10 Febrero de 2009) YPFB contratará una consultora en el 2009 para evaluar reservas de gas natural, que en el 2005 sumaban 47,3 billones de pies cúbicos de acuerdo con un estudio de la firma estadounidense Degolyer & Mcnaughton.

De acuerdo a los pronósticos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, Setiembre 2008) la producción de gas natural se incrementará en 118.9% de una producción anual de 37.9 MM mcd (millones de m3/d) para el 2007 a 83 MM mcd para el 2026, tal como se aprecia en la Tabla 4-22.

Para este pronóstico se consideró tres grupos de cuencas de producción:

Grupo A:

Considera los campos que se encuentran en actual producción y sus pronósticos se basan principalmente en los planes de desarrollo presentados por las empresas petroleras y revisados y/o aprobados por YPFB. Los Pronósticos de aquellos campos de este grupo, que no cuentan con un Plan de Desarrollo se basan en el criterio del equipo técnico MHE –


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YPFB. Cabe señalar que el aporte de éste grupo (Megacampos, Campos medianos, Campos pequeños) involucra que se deben realizarse mayores inversiones en perforación de pozos, facilidades de producción e incremento de la capacidad de transporte, para poder llegar a cumplir con el aporte considerado para este grupo.

Grupo B

Considera los campos de Margarita, Itau, Incahuasi y Huacaya. El campo Margarita fue incluido también en este grupo debido a que de acuerdo al criterio del equipo técnico MHE – YPFB, el potencial de producción de este campo, es mayor al presentado en su Plan de Desarrollo. Si bien los campos Itau, Incahuasi y Huacaya son campos descubiertos con resultados optimistas en las pruebas efectuadas, es necesario realizar inversiones para el desarrollo de los mismos.

Grupo C

Considera los prospectos exploratorios, tanto los que están en actual ejecución como proyectos potenciales. Este grupo en su totalidad fue analizado y elaborado por la parte geológica de YPFB ya que se trata en su totalidad de estructuras exploratorias.


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Tabla 4-22: Pronóstico de oferta de gas natural (/MM mcd) Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos. Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Setiembre 2008

En la Tabla 4-23 se presenta la demanda interna de gas natural en Bolivia de acuerdo a los pronósticos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, Setiembre 2008), para ello el Ministerio de Hidrocarburos y Energía consideró las siguientes premisas:

Generación termoeléctrica: Para el periodo 2007 – 2011, la proyección de demanda de gas natural en el sector eléctrico fue realizada por el Comité Nacional de Despacho de Carga, a través de la elaboración de una Programación de Mediano Plazo.

Escenario Bajo

Tasa de crecimiento promedio de 3,15% en el consumo de gas natural para el periodo proyectado (2013 – 2027).

Escenario Alto

Tasa de crecimiento promedio de 5,39% en el consumo de gas natural para el periodo proyectado (2013 – 2027).

Sector Domiciliario: Para el período 2008 -2012, la proyección planificada del volumen de gas natural se realizó en función de las instalaciones planificadas por YPFB y el resto de las empresas de distribución.

Escenario Bajo

Tasa de crecimiento promedio de 16% del consumo de gas natural para el periodo 2013 - 2027.

Escenario Alto


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Tasa de crecimiento promedio de 9,3% del consumo de gas natural en el periodo 2013 - 2027. Sector Comercial: Las proyecciones elaboradas para el sector comercial se fundamentan en la razón número de usuarios en el sector comercial sobre el número de usuarios en el sector doméstico, cuyo promedio para el periodo 2004-2007 es de 2.98%.

Escenario Bajo

La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 - 2027 es del 13,10%.

Escenario Alto

La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 - 2027 es del 6,90%.

Sector Industrial: Los criterios que se utilizaron para proyectar la demanda de gas para el sector industrial son: la tasa de crecimiento del PIB, la tasa de crecimiento del sector industrial y su participación en la economía y el objetivo de penetración del consumo de gas en el sector industrial a alcanzarse en el año 2027.

Escenario Bajo

Tasa de crecimiento del PIB del 4% del 2008 en adelante, los objetivos de política considerados al 2027 bajo este escenario contemplan una participación del sector industrial en la economía del 19% y un uso del gas natural en la industria del 45% sobre el total del consumo energético de este sector.

Escenario Alto

Tasas de crecimiento del PIB y del sector industrial planificadas y proyectadas por UDAPE hasta el 2012 y 5.63% para el crecimiento del PIB en adelante y alcanzar una participación del 20% del sector industrial en la economía para el 2027. Por tanto, se espera que para el 2027 el 50% del total de energía empleada en el sector industrial sea gas natural.

Sector Transporte (Gas Natural Vehicular): Escenario Bajo

Para el 2012 se espera la conversión del 17% del parque automotor y para el período 2013 -2027 la conversión alcance el 20% del parque automotor.

Escenario Alto

Para el 2012 se espera la conversión del 20.7% del parque automotor y para el período 2013 -2027 la conversión alcance el 35% del parque automotor.

Otros: Para la proyección de la demanda de consumo de gas natural destinado a gasoductos, oleoductos y la planta de Compresión de Río Grande, se utilizó la razón consumo propio versus producción.

Para la proyección del consumo propio de refinerías se utilizaron criterios técnicos y se consideraron los proyectos de ampliación, adecuación y construcción de nuevas refinerías.

Para la proyección del consumo directo destinado al uso de industrias descolgadas de la red troncal de transporte, se estimó un modelo de tendencia simple a partir de una tasa de


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crecimiento promedio mensual histórica de 8,37% que se estimó en el periodo enero del 2003 hasta abril del 2008.

Tabla 4-23: Pronóstico de demanda de gas natural mercado interno de Bolivia (/MM mcd) Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos. Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Setiembre 2008 Proyectos de industrialización del gas natural La demanda de proyectos de industrialización del gas natural y del Mutún son considerados separadamente de la demanda interna anteriormente presentada. Así tenemos los siguientes proyectos:

Planta de GLP en Río Grande:

Esta planta procesará 200 MMpcd de gas natural del flujo de exportación de gas al Brasil, para producir 350 tmd de GLP, 600 bpd de gasolina natural a partir del segundo semestre de 2009, para abastecer el mercado interno y los excedentes para la exportación.

Planta de Extracción de Licuables del Chaco Tarijeño:

Esta planta será construida en forma modular y procesará en su máxima capacidad hasta 34,4 MMmcd de gas natural del flujo de exportación a la Argentina para producir hasta 1.800 tmd de GLP, 3.700 bpd de gasolina natural y 2.200 tmd de etano para abastecer el mercado interno, su industrialización y excedente para la exportación.

Planta de Amoniaco/Urea en la Provincia Gran Chaco – Tarija:

Proyecto de una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad, a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.


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Planta de Amoniaco/Urea en la Provincia Carrasco – Cochabamba:

Proyecto de una planta de Amoniaco/Urea de 750 Mtma de capacidad, a ser instalada en la provincia Carrasco de Cochabamba.

Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia Gran Chaco – Tarija:

Proyecto de una planta de etileno/polietileno con una capacidad de 600 Mtma a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.

Proyecto Siderúrgico Mutún en Puerto Suárez:

YPFB aplicará los mecanismos de asignación de volúmenes de gas natural requeridos con destino al Proyecto “Complejo metalúrgico-siderúrgico del Mutún” que están contemplados en el marco de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005.

Demanda para la Exportación La proyección de demanda para exportación efectuada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía considera los contratos de compra-venta de gas natural que tiene Bolivia:

Brasil:

• YPFB – Petrobras (GSA)

• Comgas (A Diciembre de 2007 se encontraba en proceso de negociación)

• Cuiabá (A Diciembre de 2007 se encontraba en proceso de negociación)

Argentina:

• YPFB – ENARSA

La Figura 4-14 muestra el balance oferta demanda de gas natural en Bolivia para el período 2009 – 2026. Cabe señalar que la demanda de otros mercados considera la exportación a los mercados de Comgas y Cuiabá que fueron considerados separadamente por cuanto estaban en proceso de negociación los contratos respectivos cuando se realizaron los estimados de demanda.


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Figura 4-14: Balance oferta – demanda de gas natural Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos. Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Setiembre 2008

Cabe señalar que de acuerdo a Maria das Graças Foster , directora de gas y energía de Petrobras, Petrobras no tiene planes de interrumpir las importaciones de gas natural de Bolivia, e incluso pretende renovar su contrato con el país vecino (El contrato actual vence en el 2019 y Petrobras pretende comenzar las negociaciones con el Gobierno boliviano en el 2014). Según la misma funcionaria de Petrobras, la explotación de la capa pre-sal complementará la importación del gas boliviano. En el 2017, Petrobras comenzará a desarrollar el hallazgo pre-sal en el bloque BM-S-24 de la cuenca Santos, ésta área contiene principalmente gas natural y aumentará la producción de Petrobras (BNamericas, 10-02-2009).

4.7.2. Inversiones Petrobras invertirá US$ 1100 millones a partir del 2009 en Bolivia, este compromiso fue asumido por la petrolera brasilera en retribución a las exportaciones de gas natural que hace Bolivia a Brasil (Cámara Boliviana de Hidrocarburos, Fuente: La Razón 16-01-09).

Gazprom estudiará el potencial gasífero de Bolivia de acuerdo a lo señalado por el ministro Boliviano de Hidrocarburos Saúl Avalos, para ello Gazprom invertirá US$ 4 millones. Asimismo, se espera que Lukoil en el 2009 evalue oportunidades de inversión en las áreas de exploración y producción (BNamericas, 29-12-2008).

Según el ministro Boliviano de Planificación del Desarrollo Carlos Villegas la industria del gas natural recibirá una inversión de US$ 1500 para aumentar la producción y el suministro


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de combustibles, de ese monto US$ 500 millones serán aportados por el sector privado y los US$ 1000 millones serán aportados por YPFB (BNamericas, 12-01-2009).

En septiembre de 2008, la petrolera rusa Gazprom y la petrolera francesa Total firmaron un memorando de entendimiento con la compañía boliviana de hidrocarburos YPFB para invertir US$4.500mn en un nuevo proyecto de gas natural en Bolivia (BNamericas, 16-02-2009).

4.7.3. Factores Políticos e Hidrocarburos La nueva Constitución Política Boliviana (versión Octubre 2008) establece consideraciones que tiene repercusión directa en el sector hidrocarburos. Así tenemos:

El Artículo 348° establece que son recursos naturales los minerales en todos sus estados, los hidrocarburos, el agua, el aire, el suelo y el subsuelo, los bosques, la biodiversidad, el espectro electromagnético y todos aquellos elementos y fuerzas físicas susceptibles de aprovechamiento. Asimismo se establece que los recursos naturales son de carácter estratégico y de interés público para el desarrollo del país.

El Artículo 349° establece que los recursos naturales son de propiedad y dominio directo, indivisible e imprescriptible del pueblo boliviano, y corresponderá al Estado su administración en función del interés colectivo. Asimismo se señala que el Estado reconocerá, respetará y otorgará derechos propietarios individuales y colectivos sobre la tierra, así como derechos de uso y aprovechamiento sobre otros recursos naturales.

El Artículo 350° señala que cualquier título otorgado sobre reserva fiscal será nulo de pleno derecho, salvo autorización expresa por necesidad estatal y utilidad pública, de acuerdo con la ley.

El Artículo 351° declara que el Estado, asumirá el control y la dirección sobre la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales estratégicos a través de entidades públicas, cooperativas o comunitarias, las que podrán a su vez contratar a empresas privadas y constituir empresas mixtas. Se señala que el Estado podrá suscribir contratos de asociación con personas jurídicas, bolivianas o extranjeras, para el aprovechamiento de los recursos naturales. Debiendo asegurarse la reinversión de las utilidades económicas en el país. Se especifica que la gestión y administración de los recursos naturales se realizará garantizando el control y la participación social en el diseño de las políticas sectoriales. En la gestión y administración podrán establecerse entidades mixtas, con representación estatal y de la sociedad, y se precautelará el bienestar colectivo. Asimismo se establece que Las empresas privadas, bolivianas o extranjeras, pagarán impuestos y regalías cuando intervengan en la explotación de los recursos naturales, y los cobros a que den lugar no serán reembolsables. Las regalías por el aprovechamiento de los recursos naturales son un derecho y una compensación por su explotación, y se regularán por la Constitución y la ley.

El Artículo 359° señala que Los hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la forma en la que se presenten, son de propiedad inalienable e imprescriptible del pueblo boliviano. El Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano, ejerce la propiedad de toda la producción de hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización. La totalidad de los ingresos percibidos por la comercialización de los hidrocarburos será propiedad del Estado. Asimismo se establece que Ningún contrato, acuerdo o convenio, de forma, directa o indirecta, tácita o expresa, podrá vulnerar total o parcialmente lo establecido en el presente artículo. En el caso de vulneración los contratos serán nulos de pleno derecho y quienes los hayan acordado, firmado, aprobado o ejecutado, cometerán delito de traición a la patria.


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El Artículo 361° establece que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es una empresa autárquica de derecho público, inembargable, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos. YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización. Asimismo se señala que YPFB no podrá transferir sus derechos u obligaciones en ninguna forma o modalidad, tácita o expresa, directa o indirectamente.

El Artículo 362° autoriza a YPFB suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de servicios, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas empresas, a su nombre y en su representación, realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pago por sus servicios. La suscripción de estos contratos no podrá significar en ningún caso pérdidas para YPFB o para el Estado. También señala que los contratos referidos a actividades de exploración y explotación de hidrocarburos deberán contar con previa autorización y aprobación expresa de la Asamblea Legislativa Plurinacional. En caso de no obtener esta autorización serán nulos de pleno derecho, sin necesidad de declaración judicial ni extrajudicial alguna.

El Artículo 366° establece que todas las empresas extranjeras que realicen actividades en la cadena productiva hidrocarburífera en nombre y representación del Estado estarán sometidas a la soberanía del Estado, a la dependencia de las leyes y de las autoridades del Estado. No se reconocerá en ningún caso tribunal ni jurisdicción extranjera y no podrán invocar situación excepcional alguna de arbitraje internacional, ni recurrir a reclamaciones diplomáticas.

Finalmente el Artículo 367° señala que La explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno. La exportación de la producción excedente incorporará la mayor cantidad de valor agregado.


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5. ME R C ADO DE G AS NA TUR A L DE B R AS IL

5.1. Introducción

5.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno De acuerdo a información de la Organización Nacional de la Industria de Petróleo de Brasil basado en información de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil el sector de petróleo y gas natural tienen una participación en el PBI del orden de 10% para el 2006, tal como se puede apreciar en la Figura 5-1.

Figura 5-1: Evolución de la Participación del sector petrolero en el PBI de Brasil. Fuente: Organización Nacional de la Industria del Petróleo de Brasil y ANP

5.1.2. Gas Natural en la Matriz Energética Para el año 2007 el gas natural tiene una participación del 9.3% tal como se puede observar en la Tabla 5-1. Esta participación esta incrementándose en los últimos años, en el período 2000 – 2007 la participación se incrementó en 72.2%

Tabla 5-1: Tabla Matriz Energética Nacional Brasil Fuente: Ministerio de Energía y Minas

5.1.3. Situación del gas natural en Brasil De acuerdo a información de la ANP (Marzo 2008), para el año 2007 Brasil tenía unas reservas probadas de 365 Billones de m3, con una producción de 49.73 Millones m3/día, las importaciones de gas natural fueron de 28.3 Millones de m3/día. El sistema de transporte de gas natural era de 5,893 km con una capacidad de transporte de 76.5


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Millones de m3/día. Las ventas de las empresas distribuidoras de gas natural fueron de 41.3 Millones de m3/día.

5.2. Regulación de la Industria del Gas Natural: El concepto implícito en la estructural legal existente en Brasil es que a través de la competencia en el suministro del gas natural y el libre acceso a la red de transporte de gas natural se desarrolle un mercado competitivo de gas natural en dicho país. Se separa la actividad de transporte de la producción y distribución de gas natural por red de ductos. La Figura 5-2 muestra el modelo de regulación de la industria de gas natural en Brasil

Figura 5-2: La industria del gas natural en Brasil. Mayo 2008 Fuente: ANP Las siguientes normas regulan la industria del gas natural en Brasil: • La Ley 9478/97 de Agosto de 1997 – Ley Sobre Política Energética Nacional • Resolución Nº 27/2005 – Norma el libre acceso a las instalaciones de transporte de

gas natural e instituye los concursos de asignación de capacidad para el servicio de transporte a firme.

• Resolución Nº 28/2005 – Norma sobre la cesión de transporte firme que un usuario (titular) del servicio de transporte puede ceder a un tercero (capacidad total o parcial).

• Resolución Nº 29/2005 – Norma sobre la estructura de cargo (determinantes de los costos) que deben reconocerse en las tarifas de transporte por el servicio de transporte a firme e interrumpible.

5.2.1. La Ley 9478/97 de Agosto de 1997 La Ley 9478/97 de Agosto de 1997 crea el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), trata sobre la titularidad del monopolio del petróleo y gas natural así como también crea la Agencia Nacional de Petróleo (ANP)


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Consejo Nacional de Política Energética

La Ley N°9478/97 crea el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) que esta vinculado a la Presidencia de la República y es presidido por el Ministro de Minas y Energía con atribución de proponer al Presidente de la República las políticas energéticas nacionales y medidas específicas destinadas a: • Promover el aprovechamiento racional de los recursos energéticos de Brasil • Asegurar en función a las características regionales el suministro de insumos

energéticos a las áreas más remotas o de difícil acceso, enviando medidas específicas al Congreso Nacional que pueden implicar la creación de subsidios

• Establecer directivas para programas específicos como el uso del gas natural, carbón, energía termonuclear, biocombustibles, energía solar, eólica y otro tipo de fuentes alternativas.

• Establecer directivas para la importación y exportación para atender la demanda interna de petróleo y sus derivados, gas natural y condensado para asegurar el adecuado funcionamiento del Sistema Nacional de Stock de combustibles.

• Sugerir y adecuar medidas necesarias para garantizar el suministro de la energía eléctrica considerando el planeamiento de corto, mediano y largo plazo pudiendo indicar emprendimientos que puedan tener prioridad de licitación e implementación, teniendo en cuenta su carácter estratégico y el interés público de manera de asegurar y optimizar la tarifa y la confiabilidad del Sistema Eléctrico.

Titularidad del Monopolio de Petróleo y Gas Natural

Constituyen monopolios de la Nación Brasilera, de acuerdo a los términos del Artículo 177° de la Constitución Federal las siguientes actividades: • Investigación y desarrollo de las reservas de petróleo y gas natural y otros

hidrocarburos líquidos • Refinación de petróleo Brasilero o extranjero • Importación y exportación de productos y derivados básicos resultantes de petróleo

y gas natural. • Transporte marítimo de petróleo crudo de origen nacional o de los derivados

básicos de petróleo producidos en Brasil así como el transporte por ductos de petróleo crudo, sus derivados y gas natural

Las actividades anteriormente señaladas son reguladas o fiscalizadas por el Estado Brasilero o pueden ser ejercidas mediante Concesión o Autorización por empresas constituidas con sede y administración en Brasil.

ANP: Agencia Nacional de Petróleo y Gas Natural y Biocombustibles

Es la agencia reguladora de la industria de petróleo, gas natural, sus derivados y biocombustibles vinculada al Ministerio de Energía y Minas (Es una entidad integrante de la Administración Federal, sometida a un régimen independiente especial). La finalidad de la ANP es promover la regulación, contratación, y fiscalización de las actividades económicas que integran la industria del petróleo, del gas natural y biocombustibles. • Esta encargada de implementar dentro de la esfera de sus atribuciones la política

nacional de petróleo, gas natural y biocombustibles contenidas en la política nacional energética en todo el territorio nacional y la protección de los intereses de los consumidores en cuanto a precio, calidad y oferta de productos


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• Establecer criterios para el cálculo de las tarifas de transporte por ductos y fijar sus valores.

• Fiscalizar directamente o mediante convenios con órganos de los Estados y el Distrito Federal, las actividades integrantes de la industria del petróleo, gas natural y biocombustibles así como aplicar las sanciones administrativas y pecuniarias.

Exploración y Producción

:

Las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural serán ejercidas mediante contratos de Concesión, que deben ser dados mediante licitación.

Transporte de Petróleo, sus derivados y gas natural:

La ANP autoriza la construcción de instalaciones de transporte de petróleo, sus derivados y gas natural sea para suministro interno o para la exportación e importación. Acceso al Transporte: Se faculta a cualquier interesado el uso de los ductos de transporte o de terminales marítimos existentes o los que se construyan mediante una remuneración a los titulares de las instalaciones. El ANP fija el valor y la forma de pago de la remuneración adecuada en caso no haya acuerdo entre las partes, pudiendo verificar el valor acordado (económicamente competitivo). Asimismo, la ANP regula la preferencia a ser atribuida al propietario de las instalaciones para el transporte de sus propios productos con el objetivo de promover la máxima utilización de la capacidad de transporte disponible.

5.2.2. Resolución N°27/2005 ANP Reglamenta el libre acceso a las redes de transporte de gas natural mediante una remuneración adecuada por el servicio de transporte asimismo instituye el concurso de asignación de capacidad de transporte para la ampliación o construcción de nuevos ductos.

Mediante la Resolución N°27/2005 ANP se garantiza el acceso sin discriminación a las instalaciones de un transportista así como las conexión de las instalaciones de transporte a otras instalaciones.

Establece las modalidades de los servicios de transporte:

• Servicio de Transporte Firme: En el cual el transportista se obliga a programar y transportar el volumen diario de gas natural solicitado por el cargador hasta la capacidad contratada de transporte que se establece en el contrato de transporte firme.

• Servicio de Transporte Interrumpible: En el cual el transportista puede interrumpir el servicio dada la prioridad que debe tener la programación del servicio de transporte firme.

Se establece que el transportista no puede comprar o vender gas natural excepto los volúmenes necesarios para la operación de la red que opera.

Respecto a la capacidad disponible de transporte para los contratos de servicio de transporte firme establece que la oferta de capacidad será asignada a través de los procedimientos que se establezcan en los Concursos Públicos de Asignación de Capacidad (CPAC). Esta asignación de capacidad se aplica para los proyectos de ductos de transporte.


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Dentro de los criterios que debe observarse en los CPAC tenemos:

• Procedimientos seguidos para el dimensionamiento del proyecto de expansión de capacidad.

• Zonas de recepción y entrega de gas natural que se atenderán

• Metodología del cálculo de la tarifa de transporte incluido el costo medio ponderado de capital.

• Condiciones para el redimensionamiento del proyecto de expansión de capacidad

• Otros aspectos relevantes para el transportista.

Cabe resaltar que si la suma de las demandas de capacidad excede la oferta de capacidad de transporte, el transportista redimensionará el proyecto y recalculará la tarifa para la nueva ampliación de capacidad.

5.2.3. Resolución N°28/2005 ANP Establece que el cargador (titular de un contrato de servicio de transporte firme) puede ceder a un tercero total o parcialmente su capacidad de transporte contratada. Queda especificado que la cesión de capacidad no libera al cargador de sus obligaciones contraídas con el transportista, excepto en el caso que se expresamente acordado con el transportista. La Cesión de capacidad debe ser informada al transportista y a la ANP.

5.2.4. Resolución N°29/2005 ANP Esta Resolución establece los criterios para el cálculo de la tarifas de transporte. Se señala que la fijación de las tarifas aplicadas a cada servicio de transporte no deben implicar un trato preferencial discriminatorio entre usuarios. Que las tarifas aplicables de cada servicio deben estar compuestas por una estructura de cargos relacionados con la naturaleza de los costos atribuibles a la prestación del servicio que deben reflejar: • Costos eficientes de la prestación del servicio • Los determinantes de costos como la distancia entre los punto de entrega y

recepción, volumen, plazos de contratación. Se establece que la tarifa de servicio de transporte firme debe ser estructurada teniendo como base: • Cargo de capacidad de entrada que cubra los costos fijos relacionados a la

capacidad de recepción, los costos generales - administrativos y costos fijos de operación y mantenimiento.

• Cargo de capacidad de transporte que cubra los costos de inversión relacionados a la capacidad de transporte

• Cargo de capacidad de salida que cubra los costos fijos relacionados a la capacidad de entrega.

• Cargo de movimiento que cubra los costos variables de transporte de gas natural. Asimismo se establece que la tarifa del servicio de transporte interrumpible debe ser estructurada con base a un cargo único volumétrico cuyo valor debe fijarse en función de la probabilidad de interrupción y demás condiciones propias de dicho servicio tomando como referencia el servicio de transporte firme.


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5.3. Evolución del mercado

5.3.1. Demanda La Tabla 5-2 muestra la evolución de la demanda de gas natural en el Brasil. Como puede apreciarse la demanda experimentó un crecimiento de 121.7% para el período 2000 – 2006, lo cual indica el dinamismo del gas natural en la matriz energética Brasilera.

Tabla 5-2: Evolución de la demanda de gas natural Fuente: Ministerio de Energía y Minas La Figura 5-3 muestra la evolución del consumo de gas natural por sectores. En el 2007, el sector industrial y eléctrico consumieron el 61.2 y 13.3% del gas natural, respectivamente.

Figura 5-3: Evolución de la demanda de gas natural por sectores Fuente: ANP


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5.3.2. Producción Las reservas de gas natural en Brasil se han incrementado en los últimos años, éstas se incrementaron en 57.4% en el período 2000 – 2006 que se puede concluir de la Tabla 5-3 y Figura 5-4.

Tabla 5-3: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Evolución de las Reservas Probadas

26.352.5

92.7

172.0

208.0 221.0 219.8244.5 245.3

326.1306.4

347.9

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1974 1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gm

3

Figura 5-4: Evolución de las reservas de gas natural Fuente: ANP En cuanto a la producción, la Tabla 5-4 y Figura 5-5 presentan la evolución de la producción de gas natural. Tal como se observa la producción se incremento en 33.4% para el período 2000 – 2006, lo cual resultó insuficiente dado el crecimiento de la demanda para dicho período, por tanto la demanda debió ser cubierta con importación de gas natural.


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Tabla 5-4: Producción de gas natural Fuente: Ministerio de Energía y Minas (1970 – 2006) y ANP (2007 – 2008)

Producción de Gas Natural

36.4 38.442.5 43.3

46.5 48.5 48.5 49.7

58.0

-

10

20

30

40

50

60

70

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Mill

ones

MC

D

Figura 5-5: Evolución de la producción de gas natural Fuente: ANP – 2008: Promedio Enero – Julio 2008

5.3.3. Transporte De acuerdo a información de ABEGAS (Asociación de empresas distribuidoras de gas natural por ductos de Brasil), tenemos los siguientes gasoductos en operación: • Gasoducto Urucu – Coari: Capacidad de transporte de 5,5 Millones de m³/dia,

extensión de 280 Km. Concluído en 1998. • GASFOR (Gasoducto Guamaré – Pecém): Capacidad de transporte de 292

Millones de m³/dia, com uma extensión de 383 Km. Abastece los municipios cearenses Icapuí, Horizonte y Maracanaú com el gás natural de Guamaré.


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• NORDESTÃO I (Gasoducto Guamaré – Cabo): Capacidad de transporte de 313

Millones de m³/ano, com uma extensión de 424 Km. Abastece un total de 11 municípios de los Estados de Rio Grande del Norte, Paraíba e Pernambuco com el gas natural procesado em Guamaré (RN).

• GASALP (Gasoducto Alagoas – Pernambuco): Capacidad de transporte de 2

Millones de m³/dia, com uma extensión de 204 Km. Se encuentra operativa desde 1999, abastece el município de Cabo (PE) com el gas natural de Pilar (Alagoas).

• Gasoducto Lagoa Parda – Vitória: Capacidad de transporte de 365 Millones de

m³/ano, com uma extensión de 100 Km. Em actividad desde 1984, abastece los municipios de Aracruz, Serra y Vitória con el gas natural de Lagoa Parda.

• GASBOL – Mato Grosso do Sul: Extensión de 717 Km. • GASBOL – São Paulo: Extensión de 1042 Km. • GASBOL – Paraná: Extensión de 207 Km. • GASBOL – Santa Catarina: Extensión de 447 Km. • GASBOL – Rio Grande do Sul: Extensión de 184 Km.

Figura 5-6: Red de Transporte de gas natural en Brasil Fuente: ABEGAS 5.3.4. Distribución De acuerdo a la información de ABEGAS a Febrero de 2008 existen 23 empresas distribuidoras de gas natural en Brasil tal como muestra la Tabla 5-5. Las empresas CEG (Compañía distribuidora de Río de Janeiro) y Comgás (Compañía distribuidora


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de Sao Paulo) son las empresas distribuidoras con mayor número de clientes industriales, automotor, residenciales y comerciales, representan el 53.2 y 42.4% del segmento residencial.

Tabla 5-5: Clientes de gas natural por segmentos Fuente: ABEGAS Respecto a las redes de distribución de gas natural a Febrero de 2008 se tenía una extensión de 16,035.3 Km. Las empresas Comgás y Ceg tienen la mayor participación en infraestructura de redes de distribución con 33.2 y 24.3% del total de las redes en Brasil, como puede concluirse de la Tabla 5-6.

Tabla 5-6: Redes de distribución de gas natural Fuente: ABEGAS La Figura 5-7 muestra el emplazamiento de las concesiones de distribución de gas natural en Brasil.


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Figura 5-7: Empresas distribuidoras de gas natural en Brasil Fuente: ABEGAS La Figura 5-8 muestra la participación de Petrobras en la distribución de gas natural en Brasil.

Figura 5-8: Petrobras en la distribución de gas natural Fuente: Perspectivas para el Gas Marzo 2008. Petrobras

5.3.5. Importaciones Las importaciones de gas natural empezaron en Julio de 1999, las importaciones se han incrementando cada año desde entonces, así tenemos que para el período 2000 – 2007, la importación se incrementó en 363.9%, tal como podemos concluir de la Tabla 5-7 y Figura 5-9.


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Tabla 5-7: Evolución de la importación de gas natural Fuente: Ministerio de Energía y Minas (1970 – 2006) y ANP (2007 – 2008)

Importación de Gas Natural

6.1

12.614.4

16.3

22.2

24.7

26.828.3

31.5

-

5

10

15

20

25

30

35

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Millo

nes

MCD

Figura 5-9: Evolución de las importaciones de gas natural Fuente: Ministerio de Energía y Minas (1970 – 2006) y ANP (2007 – 2008)

5.4. Perspectivas

5.4.1. Demanda y Oferta De acuerdo a información de Petrobras (Marzo 2008), se espera que para el 2012 la demanda se incremente a 134 Millones m3/d, lo cual implicará un crecimiento de 189.4% en comparación con la demanda del año 2006 (46.3 Millones m3/d). La oferta para el mismo período se incrementará en 50.3% de 48.5 a 72.9 Millones m3/d. Por tanto para enfrentar la alta tasa de crecimiento de la demanda, Brasil contempla una participación del Gas Natural Licuado (GNL) del orden de 31.1 Millones m3/d para dicho período, las importaciones de gas natural de Bolivia se mantendrían en los actuales niveles (30 Millones m3/d).


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Figura 5-10: Pronóstico de demanda y oferta de gas natural – Brasil 2012 Fuente: Perspectivas para el Gas Natural - Marzo 2008. Petrobras En cuanto a inversiones, Petrobras planea invertir 18.2 Billones de US$ en la cadena de gas natural como se muestra en la Figura 5-11. El 63% de estas inversiones se destinará a la exploración y producción de gas natural.

Figura 5-11: Inversiones de Petrobras 2008 - 2012 Fuente: Perspectivas para el Gas Natural - Marzo 2008. Petrobras Las inversiones en el sistema de transporte de gas natural serán de 4.5 Billones US$ para el período 2008 – 2012 (incluye inversiones en GNL). La Figura 5-12 muestra las inversiones en gasoductos que se desarrollarán.


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Figura 5-12: Red de Transporte 2008 – 2012 Fuente: Perspectivas para el Gas Marzo 2008. Petrobras

5.4.2. Importación de GNL A fines de 2008, Brasil empezará a importar GNL a través puertos flotantes (barcos regasificadores de GNL) de esa manera garantiza y flexibiliza la obtención del combustible para su industria y generación termoeléctrica.

El primer barco fletado para almacenar y regasificar GNL, el Golar Spirit, llegará a Brasil este año. Petrobras firmó acuerdos para la adquisición de GNL con Nigeria LNG y Sonatrach, y negocia acuerdos con otras. Petrobras firmó acuerdos comerciales con empresas extranjeras para viabilizar el suministro de gas natural licuado (GNL) y, de esa manera, aumentar y garantizar la oferta de gas en 20 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd).

El combustible será regasificado en dos terminales en construcción, una en la Bahía de Guanabara, en río de Janeiro, y la otra en Pecém, Ceará. El primer barco fletado para almacenar y regasificar GNL, el Golar Spirit, llegará a Brasil este año.

Petrobras ya firmó acuerdos de intenciones para la adquisición de GNL con las empresas Nigeria LNG y Sonatrach, y negocia acuerdos semejantes con otras compañías que actúan en la cadena GNL, la información oficial fue dada a conocer por Petrobras a finales del anterior mes en su revista mensual.

El Gas Natural Licuado, o se sea, el gas natural enfriado y transformado en líquido, será convertido nuevamente en gas a bordo de barcos especiales fletados a la empresa noruega Glor LNG, cada uno de ellos adaptado para funcionar como una Unidad Flotante de Regasificación, Almacenamiento y Transporte de GNL.

Las embarcaciones quedarán ancladas en una de las nuevas terminales, en un muelle, que será conectado por un ducto al continente, donde una red integrada de gasoductos hará la distribución del combustible. Cuando hubiera necesidad podrán transferirse de la locación donde estuvieran en la extensa costa brasileña a otro punto donde exista una terminal adaptada para que sean ancladas y distribuir el gas natural en el menor tiempo posible.


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La terminal ubicada en la Bahía de Guanabara, en Río de Janeiro, tendrá capacidad para almacenar, regasificar y transferir 14 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de GNL, destinados esencialmente a suplir demandas de termoeléctricas. En el caso de la terminal ubicada en Pécem, Ceará, la capacidad será de siete millones MMmcd, y su destino, básicamente el mismo. Ambas serán concluidas este 2008.

Si hubiera necesidad de importación, los barcos convencionales de GNL atracarán en cada muelle y, por medio de un brazo mecánico, transferirán el gas natural licuado para tanques de embarcaciones que posean un sistema de regasificación a bordo (barcos – cisterna). Desde los tanques, el insumo, ya en forma gaseosa, será transferido para la red de transporte de gas mediante otro brazo mecánico a alta presión.

Dentro de las ventajas del GNL podemos mencionar que dicho carburante se puede comprar en el mercado mundial por intermedio de contratos flexibles, para atender a las necesidades en distintos momentos. Para Brasil esta flexibilidad se concreta en que en los períodos en que existiría una mayor demanda de GNL (meses de mayo a octubre) es verano en el Hemisferio Norte y la demanda internacional de GNL para calefacción se reduce en este mercado, lo cual puede ser tomado por Brasil.

Este proyecto de importación del GNL esta enmarcado dentro del Plan Estratégico Petrobras 2020 que establece como meta la actuación integrada de dicha empresa en la cadena de valor del GNL.

Figura 5-13: Conceptualización de Terminales de Gas Natural Licuado (GNL) Fuente: Perspectivas para el gas Marzo 2008. Petrobras


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Figura 5-14: Terminales de Gas Natural Licuado (GNL). Infraestructura y Navíos Fuente: Perspectivas para el gas Marzo 2008. Petrobras


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5.5. Actualización de las Perspectivas 5.5.1. Balance Oferta – Demanda Como puede apreciarse el GNL a partir de 2009 tomará una participación expectante dentro de la oferta de gas natural para el mercado Brasilero (Figura 5-15). También podemos apreciar el crecimiento de la oferta doméstica de gas natural que se incrementará de 50 a 71 millones m3/d y las importaciones de gas desde Bolivia se mantendrá alrededor de los 31 millones de m3/d (Figura 5-16). La demanda de gas natural se incrementará de 68 millones m3/d a 135 millones m3/d en el período 2009 – 2013, lo que representa un incremento de 98.5%. • El segmento industrial incrementará su demanda en 36.7% (30 a 41 millones de

m3/d) • El segmento de generación eléctrica se incrementará en 157.9% (19 a 49 millones

de m3/d)

Figura 5-15: Balance de Oferta y Demanda de Gas Natural. 2009 - 2013 Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras


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Figura 5-16: Oferta Interna de Gas Natural 2009 – 2013. Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras

5.5.2. Inversiones en Gas Natural Petrobras se encuentra implementando una serie de inversiones contempladas en su Plan Estratégico desde la creación del área de Gas y Energía en 2000. La primera fase de sus inversiones cubre el período 2003 – 2010 cuyo eje central es incrementar y diversificar el suministro de gas natural y desarrollar la integración de la red de gasoductos. La segunda fase de inversiones contempla inversiones para la producción de gas natural en los campos de Pre-Salt, regasificación terminales flexibles de GNL y expansión de plantas termoeléctricas de generación, esta fase empezará en el 2011. Se espera que las inversiones en gas natural para el período 2009 -2013 será de US$ 8.2 Billones, tal como se aprecia en la Figura 5-17. De este monto de inversión, US$ 3.7 Billones corresponden a proyectos en el portafolio de Petrobras y US$ 4.5 Billones en propuestas de proyectos de inversión.


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Figura 5-17: Inversiones en Gas Natural 2009 – 2013. Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras Sin embargo, informaciones recientes de Petrobras (BNamericas, 05 de Febrero de 2009) indicarían que en el mes de Diciembre de 20085 Petrobras pretendía invertir US$28.000mn para desarrollar el pre-sal entre el 2009 y 2013, pero posteriormente Petrobras ha señalado que está abocada a recortar costos para reducir su plan quinquenal de inversión de US$174.400mn. En opinión del gerente general de BG Group, Frank Chapman esos proyectos se materializarán, no tiene dudas de que si Petrobras, que es el operador, tenga la intención de reorganizar su programa de gasto de capital, el área pre-sal se vea afectada. Según Chapman, el pre-sal es la primera prioridad para Petrobras, los proyectos son importantes no solo para BG y Petrobras, sino que también son vitales para Brasil. Debe resaltarse que BG Group, la petrolera británica tiene una participación de 25% en Tupi e Iara (BM-S-11) y 30% en BM-S-9 (Guará) y donde Petrobras es el operador de dichos bloques. En relación a informaciones sobre inversiones de largo plazo de Petrobras, debe indicarse que el hallazgo pre-sal Júpiter del bloque BM-S-24, en la cuenca Santos, que contiene principalmente gas natural debería comenzar a producir en el 2017-2018. De esa forma, Petrobras aumentaría su producción de gas natural a 80 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) el 2020 frente a los 50Mm3/d del 2009. Al respecto Petrobras suscribió un memorando de entendimiento con China Development Bank para un paquete de financiamiento de US$ 10.000 mn que destinará al desarrollo de la capa pre-sal de la cuenca Santos. Las inversiones en la capa pre-sal sumarán US$111.400mn en el período 2009-2020, de los cuales US$98.800mn se destinarían a Santos y US$12.600mn, a la cuenca Espírito Santo (BNamericas, 19 de Febrero de 2009).


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5.5.2.1. Inversiones en la Red de Gasoductos La Figura 5-18 muestra los gasoductos construidos y los que están por entrar en operación. En el 2003, las redes de gasoductos tenían una extensión de 5451 Km los que al 2010 deben ser de 9265 Km con lo cual la zona Este de Brasil estará interconectada. • Para el 2009 la red de gasoductos se incrementará en 997 Km • Para el 2010 la red de gasoductos se incrementará en 1335 Km

Figura 5-18: Inversiones en Gasoductos 2003 – 2010. Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras Para el período 2011 – 2020 las inversiones contempladas por Petrobras tienen por objetivo incrementar la capacidad de transporte de gas natural, para ello se incrementará en 307 km la red de gasoductos y nuevas instalaciones de compresión. Se espera incrementar el flujo de gas natural entre el SurEste y NorEste de Brasil.

5.5.2.2. Inversiones en Terminales Flexibles de GNL El primer terminal flexible de GNL en PECEM tendrá una capacidad de 7 millones de m3/d, empezará a entrar en operaciones en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región NorEste de Brasil.


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Figura 5-19: Terminal Flexible de GNL en PECEM. Enero 2009 Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras El segundo terminal flexible de GNL en GUANABARA BAY tendrá una capacidad de 20 millones de m3/d, se espera que la construcción y ensamblaje de las instalaciones concluyan en Enero de 2009, el objetivo de esta instalación es suministrar gas natural a las plantas termoeléctricas en la región SurEste de Brasil.


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Figura 5-20: Terminal Flexible de GNL en GUANABARA BAY. Enero 2009 Fuente: Business Plan 2009 - 2013. Petrobras Para el período 2011 – 2020 las inversiones contempladas por Petrobras tienen por objetivo: • Incrementar el suministro de gas natural con las inversiones en los campos de Pre-

Salt, en los nuevos terminales de GNL (tercera y cuarta instalación) • Incrementar la flexibilidad en el suministro de gas natural con terminales flexibles

de regasificación que permitirá incrementar el suministro para las plantas termoeléctricas.

Otro de los proyectos de GNL estará a cargo de Gas Energy New Ventures, filial de Gas Energy. La consultora brasileña Gas Energy suscribió un memorando de entendimiento con el gobierno del estado de Rio Grande do Sul para construir una terminal de regasificación avaluada en US$1.200mn, la terminar Tergas tendrá una capacidad de regasificación de 6 millones de metros cúbicos diarios. Dicho proyecto incluye además una central termoeléctrica a gas. La instalación se convertirá en la primera terminal privada de gas natural licuado (GNL) de Brasil. En ese sentido Gas Energy mantiene negociaciones con inversionistas internacionales interesados en financiar el proyecto, que debiera comenzar a operar en el 2012 (BNamericas, 17 de Diciembre de 2008).

5.5.3. Impacto de la crisis financiera La empresa noruega Scorpion Offshore canceló el contrato de construcción de una plataforma semisumergibles para aguas profundas que tenía con Petrobras. Según Scorpion la continua agitación que sufren los mercados crediticios en el mundo impidió que Scorpion pudiera obtener el financiamiento necesario para cumplir con sus futuras obligaciones de pago con sus proveedores. (14-01-09, BNAmericas) La actual crisis económica mundial, que a menudo es señalada como la culpable de desencadenar políticas proteccionistas en el mundo entero para mitigar la crítica situación, podría tener el efecto contrario en Brasil este año ya que Brasil pretende reformar el marco regulatorio que rige a las industrias del gas y el petróleo (las autoridades brasileñas deberán encontrar innovadoras medidas para abrir el mercado energético del país a las inversiones extranjeras). En ese sentido es posible que el gobierno Brasileño opte por aumentar las regalías o implemente contratos de producción compartida, hecho que la consultora Eurasia Group ve como "probable". Cabe resaltar que cualquiera de estas dos medidas reflejaría de mejor manera el bajo nivel de riesgo que posee la cuenca Santos en lugar del actual modelo de concesión de bajas regalías. Sea cual fuere la determinación que adopte el gobierno local, las petroleras deberán pagar más por explorar y producir los bloques de la cuenca Santos de aquí en adelante, aunque el precio será tolerable incluso para el actual mercado bajista (BNamericas, 09 de Febrero de 2009).


81

6. ME R C ADO DE G AS NA TUR A L DE C HIL E

6.1. Introducción

6.1.1. Participación del Gas Natural en el Producto Bruto Interno

La participación del sector electricidad, gas y agua se ha mantenido entre el 2.4 y 2.9% del Producto Bruto Interno en Chile, tal como muestra en la Tabla 6-1.

Tabla 6-1: Evolución de la participación del sector electricidad, gas y agua en el PBI. Fuente: Banco Central de Chile Elaboración: MRCS

6.1.2. El Gas Natural en Chile

De acuerdo a información de la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), la empresa estatal de petróleo (ENAP) desde 1961 ha construido más de 1.400 Km de gasoductos en la Región de Magallanes, la gran mayoría asociada a la explotación de gas natural de los yacimientos de la zona y su procesamiento en las plantas de Cullen y Posesión.

En orden cronológico de los principales eventos relacionados con el gas natural tenemos:

El Gasoducto Posesión - Cabo Negro, el primero de tipo comercial de país inició sus operaciones en el año 1971. Este gasoducto fue construido por ENAP para abastecer el consumo de gas residencial y termoeléctrico de Punta Arenas y algunas instalaciones intermedias.

El Gasoducto Bandurria, el primer gasoducto de interconexión entre Chile y Argentina inicia sus operaciones en 1996 en Tierra del Fuego, El objetivo de este gasoducto era transportar gas argentino para los requerimientos de la ampliación de la planta de metanol de METHANEX y, con similar objetivo, en 1999 inició sus operaciones una ampliación parcial significativa del Gasoducto Posesión - Cabo Negro y dos nuevas interconexiones con Argentina en el sector continental del Estrecho de Magallanes (Dungeness - DAU 2 y Cóndor - Posesión).

Las importaciones de gas natural argentino a la zona central de Chile a través del gasoducto internacional GASANDES se iniciaron en agosto de 1997. Este gasoducto


82

transporta gas desde la Cuenca Neuquina para el abastecimiento de la compañía distribuidora de Santiago y 3 centrales termoeléctricas del SIC (Sistema Interconectado Central). El abastecimiento de la V región, desde el city gate de GASANDES, lo realiza el gasoducto nacional ELECTROGAS, desde 1998.

Los gasoductos GASATACAMA y NORANDINO en la II Región iniciaron sus operaciones en 1999. Ambos gasoductos transportan gas natural desde Argentina hasta las centrales de ciclo combinado ubicadas en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), y hacia centros mineros e industriales de la zona.

En octubre de 1999 el Gasoducto del Pacífico inició sus operaciones para el transporte de gas natural desde la Cuenca Neuquina hasta la VIII Región. Este gasoducto abastece principalmente a empresas distribuidoras industriales y residenciales de la zona. En este contexto se crea INNERGY Transportes, proyecto asociado a Gasoducto del Pacífico que tiene por objeto el abastecimiento de gas natural a clientes industriales de la región.

El Gasoducto Tal -Tal entra en funciones en el 2000, este proyecto esta asociado al gasoducto GAS ATACAMA, que tiene por objetivo el abastecimiento de futuras centrales generadoras en la parte norte del SIC.

6.1.3. Importaciones para satisfacer la demanda de energía en Chile

De los párrafos anteriores se desprende que la industria del gas natural esta ligada a las importaciones que hace Chile para su aprovisionamiento, siendo Argentina el único país que realiza exportaciones de gas a Chile. Esto se corrobora con la

Tabla 6-2 donde se muestra el déficit de suministro de energía que tiene dicho país donde la importación de combustibles es dos veces la producción interna de combustibles (para el año 2006).


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Tabla 6-2: Balance de energía primaria 2006 Fuente: Comisión Nacional de Energía

La leña, hidroelectricidad y el gas natural son las principales fuentes de energía que son utilizadas en Chile para abastecer la demanda de energía, con una participación de 47.8, 27.1 y 20.8% respectivamente en la producción de energía, tal como la Figura 6-1.

Figura 6-1: Producción Bruta de Energía - 2006 Fuente: Encuestas Balance de Energía a Empresas del Sector. CNE (Noviembre 2007). Elaboración: MRCS


84

La demanda de energía en Chile es abastecida principalmente por la importación que realiza dicho país, la Figura 6-2 muestra que la importación representa el 66.2% de la demanda de energía en Chile para el año 2006.

Consumo Bruto de Energía Chile - 2006

BRUTAPRODUCCIÓN

32.7%

IMPORTACIÓN66.2%

PERD+CIERRE V. STOCK +

1.1%

Figura 6-2: Participación de la importación en el consumo de energía - 2006 Fuente: Encuestas Balance de Energía a Empresas del Sector. CNE (Noviembre 2007). Elaboración: MRCS

La Tabla 6-3 muestra la importancia que tiene el gas natural para que Chile pueda satisfacer su demanda interna. A partir de 1998, en la matriz energética el gas natural empieza a tener una mayor presencia con una participación de 12.8% con una evolución de 24.5% para el 2006, es decir en 8 años se duplicó la participación del gas natural en la matriz energética a costa de una reducción de la participación del carbón de 18.3% para 1998 al 11.6% en el 2006.


85

Tabla 6-3: Evolución de la participación del gas natural en la matriz energética Fuente: Comisión Nacional de Energía

6.2. Descripción de la Estructura del mercado de gas natural

En la industria del gas natural Chileno participan el estado (entidades normativas, regulatorias, fiscalizadoras) y las empresas que realizan actividades de exploración, producción, transporte, distribución y comercialización de gas natural. Dentro de los organismos gubernamentales que participan en el sector hidrocarburos en Chile tenemos:

La Comisión Nacional de Energía (CNE) El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), La Comisión Nacional del Medioambiente (CONAMA), La Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), Las municipalidades y Los organismos de defensa de la competencia.

6.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural

Las actividades que se desarrollan en el mercado de gas natural son las siguientes:

• Producción • Transporte


86

• Distribución • Comercialización

Las actividades anteriormente señaladas están sujetas a un régimen de libertad de precios, la regulación de dichas actividades está focalizada en la calidad del combustible y en temas de seguridad en su utilización, entre otros aspectos.

6.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización

Dentro de los organismos que participan en el sector hidrocarburos en Chile tenemos:

El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción:

El Ministerio de Economía es el ente encargado de otorgar las concesiones definitivas de transporte y distribución de gas por ductos previo informe de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Asimismo oficializa las normas técnicas que estudia y propone el Instituto Nacional de Normalización con el fin de establecer especificaciones de calidades de combustibles y procedimientos estandarizados para ensayos, necesarios para el funcionamiento del sector.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) es el ente encargado de elaborar y coordinar los planes, políticas y normas necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional, así como velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con el sector energético.

CNE. Comisión Nacional de Energía:

La Comisión Nacional de Energía, en el sector subsector hidrocarburos determina semanalmente los precios de paridad de los combustibles comprendidos en la Ley 19.030, así como en forma periódica determina los precios de referencia de estos mismos combustibles para efectos del Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo. Con respecto a las empresas estatales del sector, analiza y recomienda la materialización de las inversiones que requieren para su expansión.

Es un organismo dependiente del Ministerio de Economía de Chile. Es el ente encargado de fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad Así también la SEC es la entidad encargada de otorgar las concesiones provisionales de transporte y distribución de gas por ductos, además de informar acerca de las concesiones definitivas al Ministerio de Economía quien en definitiva resuelve.

SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles:


87


Los gasoductos de la zona Austral son operados por ENAP. Estos gasoductos conectan los campos de producción de Magallanes y los centros de consumo de Punta Arenas y algunas instalaciones intermedias. Así también los gasoductos internacionales Condor – Posesión, Dunganess – Monte Dinero y Bandurria son operados por ENAP.

En la zona norte, los gasoductos son operados por GasAtacama, Norandino y Taltal. • El gasoducto GasAtacama (internacional) es operado por Gasoducto Atacama

Chile Ltda. • El gasoducto Norandino (internacional) es operado por Gasoducto Nor Andino. • El gasoducto de Taltal (nacional) es operado por Gasoducto Taltal Ltda.

En la zona centro sur, los gasoductos son operados por GasAndes, Electrogas, Gas Pacífico y Red Innergy:

• El gasoducto GasAndes (internacional) es operado por GasAndes S.A., • El gasoducto Electrogas (nacional) es operado por Electrogas S.A. • El gasoducto Gas Pacífico (internacional) es operado por Gas Pacífico S.A. • El gasoducto Red Innergy (nacional) es operado por Innergy Transporte S.A.


Son agentes del mercado los transportistas, distribuidores y comercializadores y los consumidores de gas natural. Sólo existe un productor de gas natural (ENAP) en la zona de Magallanes.

El gas natural proviene principalmente de la cuenca de Neuquén en Argentina, limitándose el suministro de gas natural chileno a la zona de Magallanes (Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir).

Productores

El mercado de gas natural en Chile tiene ocho empresas transportistas, la

Transportistas

Tabla 6-4 presenta las empresas transportistas.

GasAtacama provee el servicio de transporte de gas natural entre la Cuenca Noroeste de Argentina y el Norte Grande de Chile, a través de sus Gasoductos Atacama y Taltal.

El exitoso diseño y construcción de los gasoductos de GasAtacama, en conjunto con una operación y mantenimiento que cumple con los estándares más exigentes del mercado, ha permitido mantener un 100% de disponibilidad del sistema gasoductos para transporte de gas.

GasAtacama a través de su filial Progas S.A., ofrece suministro de gas natural a las industrias que requieran cubrir sus demandas de combustible en aplicaciones de generación de calor y electricidad. El gas natural se entrega a los usuarios industriales debidamente odorizado, regulado a la presión requerida y medido con las mejores


88

tecnologías disponibles para asegurar la más alta disponibilidad y confiabilidad de suministro para el cliente.

Tabla 6-4: Empresas transportistas de gas natural Fuente: Comisión Nacional de Energía

La

Distribuidores

Tabla 6-5 muestra las empresas distribuidoras de gas natural de Chile. Existen seis empresas distribuidoras que atienden la V región, área metropolitana, VIII región y XII región.

Tabla 6-5: Empresas distribuidoras de gas natural Fuente: Comisión Nacional de Energía

Comercializadores


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Existen tres empresas comercializadoras de gas natural en Chile. La Tabla 6-6 presenta las empresas comercializadoras de gas natural.

Tabla 6-6: Empresas comercializadoras de gas natural Fuente: Comisión Nacional de Energía

GasAtacama distribuye gas natural a clientes industriales a través de su empresa comercializadora Progas S.A. La distribución es la entrega de gas natural a presión regulada a la salida de la estación de medición y regulación, la que, generalmente, es instalada en las inmediaciones de las dependencias del cliente.

Los servicios de distribución industrial están a cargo del Área Industrial de GasAtacama. Ellos contemplan desde el estudio técnico económico de la mejor alternativa de suministro energético para el cliente, Energy Management, la venta de gas natural y los trabajos asociados para ello, como son la conexión a la planta y el desarrollo del proyecto de conversión de los equipos propios del cliente.

Grandes Clientes

Metrogas la empresa distribuidora de gas natural considera como atención a grandes clientes aquellos servicios de gas prestado a consumidores que tienen un consumo promedio mensual igual o mayor a 100 Gigajoule o su equivalente en m3S de Gas Natural para toda la zona de servicio de la concesión.

.

Cliente Comercial

Metrogas califica como clientes comerciales a los siguientes tipos de negocios:

• Restaurantes/Servicios de Comida Preparada. Incluye Fuentes de Soda y Centros de Comida Rápida.-

• Supermercados. • Educación: Colegios, Escuelas, Institutos, Universidades. • Instituciones Privadas y Públicas. Incluye Oficinas Fiscales. • Edificios de Oficinas. • Hoteles y Moteles. • Casinos, duchas y baños en oficinas, comercios o industrias. • Hospitales y Clínicas. • Centros Comerciales y Comercio. • Centros Deportivos y Clubes. • Panaderías y Pastelerías con Venta Directa al Público. • Lavanderías y Lavasecos con Venta Directa al Público. • Talleres Productivos Menores (ejemplo Joyerías). • Salones de Estética (peluquerías, masajes).


90

• Climatización y generación-cogeneración para establecimientos comerciales u oficinas.

Cliente de Climatización

Son clientes que tienen suministro de gas para sistemas de generación de frío, que operen con una potencia mayor a 150 [Mcal/hr].

Cliente Industrial

De acuerdo a la categorización de Metrogas, es aquel cliente con suministro de gas para el funcionamiento de motores, hornos, calderas y otros equipos que usan el gas como insumo requerido por su proceso productivo, en empresas o establecimientos en que la distribución de sus productos se realiza principalmente mediante terceros, así como los usos no clasificados en las definiciones anteriores. A modo de ejemplo se indican a continuación las áreas de negocios que se entenderán como industrias:

• Industria de Alimentos • Textiles y Tintorerías • Aceros, Metalúrgicas y Metalmecánicas • Industria de Productos Afines a la Construcción. Se incluyen las Cerámicas • Químicas • Laboratorios • Papeles y Cartones • Plásticos y Cauchos • Producción Agroindustrial y Secado de Semillas • Imprentas y Editoriales • Cristalerías y Productoras de Vidrios • Curtiembres • Fabricación de Muebles y Afines • Panaderías y Pastelerías Industriales • Lavanderías Industriales • Pintura de Vehículos • Fabricación de Gases Industriales

Cliente Estación de Servicio de Gas Natural Vehicular

Es aquel cliente con suministro de gas en estaciones de servicio, que comprime y posteriormente distribuye Gas Natural Comprimido para su uso exclusivo en vehículos motorizados.

Es aquel cliente con suministro de gas para casas y departamentos que utilizan el gas exclusivamente para el suministro de cocinas, calefones, refrigeradores, calefacción y/u otros artefactos de uso doméstico, instalados en las residencias de los consumidores. Se incluyen los equipos centralizados de calderas de agua caliente y/o calefacción que distribuyen agua caliente para el servicio de viviendas residenciales y calderas de calefacción en recintos privados de comunidades que suministren calefacción a piscinas comunes de los residentes, así como a equipos de generación-cogeneración para uso residencial.

Clientes Residenciales


91


A continuación se presenta un resumen de las reglas que rigen el Mercado de Gas Natural:

6.3.1. Regulación

La regulación de las redes de gasoductos en Chile esta dada por las siguientes normas:

• DFL Nº323 de 1931 (última modificación 1989). Ley de Servicios de Gas.

• Protocolo Interconexión Gas con Argentina: Norma que regula la Interconexión Gasífera y el suministro de gas natural entre la República de Chile y la República de Argentina.

• Decreto Supremo N° 254 / 1995: Donde se aprueba el reglamento de seguridad para el transporte y distribución de gas natural, con requisitos mínimos que deben cumplir sus redes con el fin de resguardar a las personas y los bienes y de preservar el medio ambiente.

• Decreto Supremo N° 263 / 1995: Donde se aprueba reglamento sobre concesiones provisionales y definitivas para la distribución y el transporte de gas.

• DS Nº 67, 25 de febrero de 2004, MINECON. Reglamento de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural.

• Resolución Nº 754 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, 22 de abril de 2004, sobre contingencia a restricciones de gas.

• Protocolo Sustitutivo del Protocolo Nº2 del ACE Nº16 entre Chile y Argentina

6.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado

Las empresas transportistas y distribuidoras de gas natural son empresas que requieren de concesión. Las primeras tienen la obligación de dar acceso abierto y las segundas de dar servicio dentro de sus respectivas zonas de concesión.


El sistema de gas natural Chileno se encuentra segmentado en cuatro zonas o subsistemas: norte, centro, sur y Magallanes. La zona norte abarca la Región II; la central, la Región Metropolitana y la Región V; la sur, Región VIII y la zona Magallanes, Región XII.

Con excepción de la zona de Magallanes, los precios y tarifas de transporte, distribución y comercialización son actualmente establecidas libremente por las empresas respectivas.


92

Existe libertad tarifaria con excepción de las empresas que presten servicio en la XII región de Magallanes y de la Antártica Chilena.6

Los precios que fijen libremente las empresas distribuidoras deben ser:

• Públicas. • No se puede discriminar entre consumidores de similares características. • Las empresas deben fijar precios por tramo de consumo segmentada por tipo de

cliente (residencial, comercial, industrial). Por lo tanto, una cuenta mensual puede comprender variadas tarifas vigentes para ese tipo de cliente.

No obstante el régimen de libertad de precios y tarifas de transporte, distribución y comercialización, existe la posibilidad la posibilidad de fijar tarifas a consumidores finales siempre y cuando exista una Resolución de la Comisión Resolutiva (creada mediante el DL No. 211 de 1973, Ley Antimonopolio) en el evento que se califique que las condiciones imperantes en el mercado dejen de ser competitivas y cuya definición operacional está explícita en la normativa vigente. La resolución debe solicitar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción la fijación de las tarifas del suministro de gas y servicios afines a todo consumidor de una determinada zona de concesión de servicio público de distribución de gas que individualmente consuma mensualmente menos de 100 Gigajoule.

El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia puede ordenar al MINECON que fije las tarifas de suministro y servicios afines si se demuestra rentabilidad excesiva (Rentabilidad excesiva: aquella que sobrepase en 5% la tasa de costo de capital (TCC)) de una empresa. Sólo se puede fijar las tarifas para consumidores con menos de 100 Gigajoule mensual de consumo (aprox. 2,719 m3/mes). La TCC la calcula MINECON sobre la base de un modelo CAPM (tasa libre de riesgo + premio por riesgo). Para el chequeo de rentabilidad se toman los costos de inversión anualizados (AVNR) del año anterior, los costos de operación y mantención (COyM) y la tasa de tributación vigente. Es importante resaltar que el costo de adquisición del gas se trata como passthrough. Finalmente, la fijación tarifaria puede ser revertida si se dan nuevamente condiciones para asegurar un régimen de libre competencia

6.3.3.1. Producción:

En Chile, el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte se observa en la zona Magallanes y es el precio al cual ENAP vende a Gasco Magallanes y a Methanex Chile Limited. Sin embargo, se tiene información del precio de venta entre ENAP y Gasco Magallanes que incluye el costo del transporte (entre un 10% y un 20% del precio de venta corresponde a transporte) según Fosco y Saavedra (2003).

6 DFL 323 Artículo 30°: “Art. 30º.- Las empresas de gas que realicen suministro de este producto a consumidores, o entre sí, fijarán los precios o tarifas del suministro de gas y de los servicios afines que correspondan. El esquema tarifario que establezca libremente cada empresa de servicio público de distribución deberá determinar sectores de distribución en los cuales los precios de venta a consumidores, con consumos de similares características, sean los mismos, de tal forma que no se produzca discriminación entre ellos. En todo caso, cada vez que una empresa de servicio público de distribución modifique sus tarifas de gas, deberá publicarlas en un diario de amplia circulación en las zonas que presta servicio, o alternativamente dar previamente aviso a los consumidores en la boleta o factura de cobro, de acuerdo a la forma que establezcan los reglamentos de esta ley.”


93

6.3.3.2. Tarifas de Transporte, Distribución y Comercialización

Existe un régimen de libertad de precios en la distribución de gas natural por red de ductos en concordancia del Artículo 30 del DFL 323.

En general, las distribuidoras, generadoras y grandes clientes compran directamente el GN a los productores y contratan capacidad de transporte. Las excepciones son en la zona norte las comercializadoras Distrinor y Progas, quienes compran a generadoras; en la zona central, las distribuidoras de la Región V compran a Metrogas; y en la sur, la comercializadora Innergy es intermediaria de todo el GN negociado.

6.4. Evolución del Mercado

En esta Sección se presenta la evolución de la demanda y oferta del mercado de gas natura.

6.4.1. Demanda

La demanda del gas natural a 2006 se encontraba focalizada en los sectores industrial, eléctrico y residencial con una participación de 28.48%, 26.76% y 22.73%, respectivamente que se puede observar de la Tabla 6-7.

Tabla 6-7: Evolución del consumo de gas natural en Chile Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía.

En el 2006, la industria petroquímica y refinería consumía el 52.9% mientras que la generación eléctrica e industrial demandaban el 28 y 11.8%, respectivamente. En el


94

2008, la petroquímica y refinería consumen el 64% y los sectores eléctricos e industrial consumen el 15 y 3.1%, respectivamente (Tabla 6-8)

Tabla 6-8: Consumo sectorial de gas natural Fuente: Comisión Nacional de Energía. (Enero - Julio 2008)

El número de clientes residenciales se incrementó en 34% anualmente para el período 1997 – 20057 Tabla 6-9 ( ).

Tabla 6-9: Evolución de clientes de gas natural Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía.

7 En 1997, Chile empezó a importar gas natural desde Argentina.


95

6.4.2. Oferta

6.4.2.1. Reservas

De acuerdo al Informe de Estadísticas Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) las reservas de gas natural de Chile son de 45 Gm3 para el año 2005.

6.4.2.2. Producción

La producción de gas natural alcanzó un pico en el año 2001 (2,582 Millones m3) para luego decaer, para el período 2001 - 2007 la producción se redujo en 4% anualmente (Tabla 6-10).

Tabla 6-10: Evolución de la producción de gas natural en Chile Fuente: Comisión Nacional de Energía

6.4.2.3. Importación

La importación de gas natural desde Argentina tiene como marco regulatorio el Protocolo sustitutivo del Protocolo N° 2 del Acuerdo de Complementación Económica Nº 16 entre la República de Chile y la República de Argentina.8

8 Protocolo Sustitutivo del Protocolo Nº2 del ACE Nº16 entre Chile y Argentina

Establece el procedimiento general para importación de gas: Contempla un régimen común para todos los productos y servicios importados, no existiendo discriminaciones arancelarias salvo bajo acuerdos comerciales (ejemplo: actualmente arancel del gas es cero desde Argentina). Dentro de los principios del Protocolo de Integración Gasífera con Argentina tenemos:

• Compromiso de los gobiernos de facilitar el desarrollo de los proyectos de integración gasífera. • Régimen impositivo y tarifario vigente en cada país, para cada tramo. • Acceso abierto para gasoductos internacionales. • Principio de no discriminación y proporcionalidad frente a problemas de restricciones de oferta.


96

La Tabla 6-11 y Tabla 6-12 presenta la importación de gas natural del período 1999 – 2007. La región con mayor importación es la metropolitana y la V región. Cabe señalar que toda la importación del gas natural se realizó desde Argentina. Los precios del gas natural se incrementaron en los últimos años, para el 2007 el precio era de 194.7 US$/millón m3.

Tabla 6-11: Importación de gas natural por regiones Fuente: Comisión Nacional de energía

Tabla 6-12: Evolución de importaciones de gas natural Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía

Tal como podemos apreciar de la Figura 6-3, las restricciones de gas natural empezaron el año 2004, con una reducción en la importación del orden de 45%. Posteriormente, estas restricciones se fueron profundizándose. Para el 2007 y 2008, las restricciones son de 95%.

• Libertad contractual entre empresas privadas para negociar condiciones de compraventa y

transporte del gas. • Validez de la legislación de cada país para el mercado del gas. • Compromiso de entrega de información sobre el mercado y sobre las autorizaciones y licencias

(Comisión Nacional de Energía y Secretaría de Energía).


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Restricciones de Gas desde Argentina(en % respecto de requerimientos normales)

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%01

/01/

2004

01/0

3/20

04

01/0

5/20

04

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7/20

04

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9/20

04

01/1

1/20

04

01/0

1/20

05

01/0

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05

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05

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05

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05

01/1

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05

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01/0

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06

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06

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1/20

07

01/0

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01/0

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07

01/0

7/20

07

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1/20

07

01/0

1/20

08

01/0

3/20

08

01/0

5/20

08

01/0

7/20

08

2004 2005 2006

2007 2008

Figura 6-3: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 – Julio 2008 Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía

6.4.2.4. Transporte

En la Tabla 6-13, se presenta el sistema de transporte por red de ductos en Chile.

Tabla 6-13: Capacidad de transporte de gasoductos Fuente: Anuario Estadístico de Energía. Comisión Nacional de Energía


98

6.4.2.5. Distribución

La Tabla 6-14 muestra las concesiones de distribución de gas natural vigentes en Chile.

Tabla 6-14: Concesiones de distribución de gas natural Fuente: CNE

De acuerdo a información de Metrogas, al término de 2007 dicha empresa superó los 400.000 clientes residenciales conectados a la red de distribución, lo que implica un aumento de 8,8% respecto de 2006. Este incremento radica principalmente en que durante el ejercicio, Metrogas contrató 560 proyectos inmobiliarios, equivalentes a 32.435 viviendas nuevas, de las cuales 24.940 son departamentos y 8.495 son casas. De ellas, 266 son casas de alto consumo. Esto representa una disminución en las contrataciones de un 21% en relación con el año anterior, año récord en la contratación con 41.230 instalaciones. Cabe destacar que, a pesar de la baja, se mantuvo una penetración de más del 80% en el mercado objetivo, similar a lo obtenido en el año 2006.

Durante el año 2007 se incorporan 298 clientes comerciales, los que en opinión de Metrogas aportarán un consumo adicional al año, equivalente a 4,1 millones de m3. Así, estos clientes de Metrogas totalizarán un consumo anual de 75,5 millones de m3 de gas natural.


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El año 2007 fue difícil para el mercado industrial. La magnitud del desabastecimiento de gas natural desde la República Argentina obligó a suspender el suministro a la totalidad de las industrias a partir del segundo trimestre del año, lo que produjo una permanente e intensiva cobertura periodística de los medios, destacando lo crítico de esta situación. La estrategia comercial consistió en una significativa orientación a la vinculación directa, permitiendo transmitir información clara, fidedigna y oportuna de la situación, manteniendo así la tranquilidad y confianza de estos importantes clientes. Se trabajó en conjunto con las industrias en cuatro aspectos:

• Dar a conocer y promover el programa de eficiencia energética con el auspicio y subvención de CORFO, ejecutándose varios de estos programas;

• Dar asesoría y apoyo técnico en normativa ambiental, así como también en la ayuda de búsqueda para generar transacciones de compra/venta de cupos de emisiones;

• Entregar información técnica a través de un manual de apoyo del uso de las buenas prácticas en los equipos de combustión para obtener procesos energéticamente eficientes;

• Transmitir y comunicar las características y avances del proyecto de GNL en Quintero.

Al término del año 2007 se tuvo un suministro industrial de 72,6 millones de m3, correspondientes a 314 clientes. A esta cifra, a diferencia de años anteriores, se le han descontado los volúmenes correspondientes a clientes que no han sido restringidos (hospitales y casinos de industrias), los que representaron un volumen de 23,1 MM de m3 distribuido en 222 clientes, existiendo un aumento del 15% en el consumo para este rubro.

Para comparar las estadísticas con el año 2006 se deben sumar los volúmenes ya anteriormente descritos, llegando así a un total de 95,7 millones de m3. Por efecto de las restricciones, el menor volumen de gas industrial consumido en relación al año 2006 (361,8 millones de m3), fue de 289,2 millones de m3, equivalente a un 79,9% menos de consumo en relación a ese año.

6.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado

En esta sección se describe los principales aspectos comerciales y estratégicos del mercado de gas natural.

6.5.1. Contratos de Suministro Bosco y Saavedra (2003) señalan que en general, las distribuidoras, generadoras y grandes clientes compran directamente el gas natural a los productores y contratan capacidad de transporte a los transportistas. Las excepciones son en la zona norte las comercializadoras Distrinor y Progas, quienes compran a generadoras; en la zona central, las distribuidoras de la Región V y RPC compran a Metrogas; y en la sur, la comercializadora Innergy es intermediaria de todo el gas natural comercializado.


100

6.5.2. Contratos de Transporte

Según Bosco y Saavedra (2003) la modalidad contractual es en general la reserva de capacidad de transporte en firme. En este tipo de contrato el cliente contrata una cierta capacidad de transporte de gas que el propietario del gasoducto se obliga a tener disponible en todo momento y por lo cual el contratante debe pagar dicha capacidad, aún cuando no la utilice. Asimismo, se incluyen cláusulas de prestación de servicio en firme (deliver-or-pay) por las cuales el transportista está obligado a cumplir con las capacidades reservadas o de lo contrario, indemnizar al afectado. Bosco y Saavedra (2003) infieren que la modalidad de contratación de transporte es a firme por cuanto las empresas de transporte informan las tarifas mediante un cargo fijo de m3/mes o m3/dia contratado (Norandino, GasAtacama y Electrogas informan precios por cada m3/día reservado; GasAndes y Gasoducto del Pacífico, por cada m3/mes reservado). En el caso de Innergy Transporte, tienen un tarifario expresado en u$/m3-mes por kilómetro para cada tramo.

Contratos a firme

6.5.3. Composición del Precio de Gas Natural

Los precios de suministro, transporte, distribución y comercialización de gas natural están sujetos a libertad de precios.


El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) es de prioridad nacional para el gobierno de Chile que permitirá su independencia de la importación de gas natural por red de ductos desde Argentina. Este proyecto empezó en mayo de 2004 cuando el ex Presidente Ricardo Lagos encargó a ENAP liderar un proyecto de GNL que diera a Chile la autonomía energética, luego de los sucesivos cortes del suministro de gas Argentino hacia Chile.

Independencia de la importación de gas natural por ductos

El Proyecto de GNL que impulsa ENAP, en conjunto con Endesa Chile, Metrogas y BG Group consiste en construir la infraestructura básica para permitir la importación de GNL desde mercados de ultramar, y distribuirlo en Chile como gas natural en estado gaseoso. Por lo tanto, este proyecto considera la instalación de una terminal marítima para recibir el GNL que transportan buques-tanque, y una planta para regasificarlo y posteriormente distribuirlo a través de gasoductos ubicados en la zona central.

De acuerdo a información de ENAP, el Proyecto de GNL tendrá un costo de US$ 940 millones y una vez puesto en funcionamiento, proveerá de gas natural al país a precios competitivos y en forma permanente, ya sea para alimentar centrales eléctricas de ciclo combinado, calderas industriales y consumos comerciales y residenciales, a través de Metrogas, Energas y GasValpo.

El complejo de GNL en Quintero considera un muelle de aproximadamente 1,600 metros de longitud, la instalación de brazos de descarga, dos estanques de almacenamiento, de aproximadamente 160.000 metros cúbicos cada uno, y una estación de vaporización. En la etapa de construcción el proyecto demandará un


101

promedio de 400 plazas de empleo y en su punto más alto unas 800 personas. Cuando entre en operación requerirá de alrededor de 30 empleos en forma directa y de otros 100 en forma indirecta.

Las empresas que participan directamente en el proyecto, ENAP, Endesa Chile y Metrogas, operarán a través de dos sociedades: una propietaria del terminal marítimo en Quintero y otra responsable de la compra del GNL y su venta a los consumidores en el país.

El Proyecto cuenta con la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental, otorgado por Conama, desde noviembre de 2005. En febrero de 2006 el consorcio de empresas que lo impulsa seleccionó a la compañía BG Group para la fase de negociación exclusiva de los contratos del proyecto, referidos al suministro de GNL y a la construcción del terminal para la recepción y almacenamiento en tierra del producto, más la planta de regasificación y las instalaciones básicas para su entrega a las redes de distribución, ubicadas en la zona central del país.9

De acuerdo a Antonio Bacigalupo, gerente general del proyecto del consorcio GNL Quinteros, la terminal de GNL de Quintero (ubicada en la V Región) podría transportar parte de su suministro de gas al sur de Chile (VIII Región) en camiones (BNamericas, 12 de Diciembre de 2008).

Avances del Complejo GNL de Quinteros

El 16 de mayo de 2006, la Presidenta de la República Michelle Bachelet encabezó en Quintero la ceremonia de colocación de la primera piedra para la construcción de la primera planta de regasificación que formará parte del complejo de gas natural licuado (GNL) en Chile.

La primera etapa del Proyecto GNL debe entrar en funcionamiento en el segundo trimestre de 2009, y en 2010 a plena capacidad para cubrir el 40% de la demanda de gas que hay en el país, particularmente en la zona central.

La planta tendrá una capacidad estimada de producción de 10 millones de m3/d que se podría ampliar a 20 millones de m3/d. El complejo de GNL de Quinteros recibirá su primer cargamento en Mayo para dar inicio a las pruebas y deberá empezar a operar en Junio de 2009. Según el ministro de energía Marcelo Tokman, el complejo iniciará con 5.5 millones de m3/d, cabe indicar que el proyecto tiene contratos de suministro a largo plazo por 6.5 millones de m3/d y pretender aumentar a 10.0 millones de m3/d (BNamericas, 13 de Enero 2009).

Avances del Complejo GNL en el Norte de Chile

Se tiene en construcción un segundo terminal de importación de GNL en Mejillones. Codelco y Suez tienen una participación del 50% cada una en este proyecto que se

9 BG Group es un actor global en el negocio del gas natural, con actividades en más de 20 países. Opera cuatro áreas de negocios: exploración y producción; GNL; transmisión y distribución de energía y generación eléctrica. Esta compañía comercializa más del 50% del GNL que importa EE.UU. Tiene el conocimiento y la experiencia para construir y operar terminales de licuefacción y de regasificación; cuenta con una flota de barcos propia y vasta experiencia comercial y dato muy relevante para asegurar el suministro, es que cuenta con gas disponible para el Proyecto proveniente de su portafolio.


102

espera debe entrar en operaciones en Diciembre de 2009 ó Enero de 2010. Tendrá una capacidad de procesamiento de 5.5 millones de m3/d para proveer gas natural a las centrales eléctricas y a los consumidores industriales del norte de Chile (BNamericas, 13 de Enero 2009).

Resolución Nº 754 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, 22 de abril de 2004, sobre contingencia a restricciones de gas

La Resolución Nº 754, nace ante la posibilidad de desabastecimientos producto de la Resolución 265 de la Secretaría de Energía de Argentina.

.

Cubre aspectos como:

• Continuidad suministro clientes residenciales • Continuidad de los servicios eléctricos. • Coordinación de los agentes del sistema eléctrico. • Medidas de contingencia para garantizar derecho de consumidores, definiendo

criterios de asignación.

Ámbito de acción:

• Instruye la conformación de Comités de seguimiento: Comité Norte: Integrado por un representante de cada empresa transportista de gas natural, Gas Atacama y Gasoducto Norandino; de cada empresa distribuidora y/o comercializadora de gas natural, Distrinor y Progas; y el Director de Operación del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING). Centro-Sur. Comité Centro-Sur: integrado por un represente de cada empresa transportista de gas natural, Gas Andes y Electrogas; y de cada empresa distribuidora y/o comercializadora de gas natural, Metro Gas, Gas Valpo y Energas; y el Director de Operación del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC).

• Instruye coordinación de empresas distribuidoras y comercializadoras:

o Monitorear volúmenes de gas requerido, disponible e inyecciones. o Desagregar requerimientos de gas natural por tipo de cliente. o Desagregar requerimientos de gas natural de centrales eléctricas. o Proyectar requerimientos de gas natural. o Los requerimientos mínimos de gas natural tienen un orden de

prioridad: I. El abastecimiento de gas natural a los consumidores residenciales, comerciales y a los centros hospitalarios, siempre que la distribuidora que los abastece no disponga de respaldo útil y suficiente para ellos en condiciones técnicas y operativas; II. El abastecimiento de gas natural mínimo a las centrales de generación eléctrica que permita operar el respectivo sistema eléctrico sin racionamientos y en condiciones seguras;

o Si con el gas natural disponible por cada cargador no es posible satisfacer los respectivos requerimientos mínimos anteriores para el día siguiente, el Comité deberá efectuar las reasignaciones de gas natural que sean estrictamente necesarias para que se cumplan los


103

mencionados requerimientos, siguiendo el orden de prioridades anteriormente definido.

6.6. Perspectivas del mercado

En esta sección se presenta las perspectivas del mercado en el mediano y largo plazo.

6.6.1. Demanda

De acuerdo a las proyecciones de consumo de gas natural desarrollado por la CNE, para el 2014 el consumo de gas se habrá incrementará en 32.7 % respecto al consumo de 2007. Asimismo, el consumo del sector eléctrico se incrementará en 74.7% para el 2014 respecto al 2007.

Tabla 6-15: Proyección de consumo de gas natural Fuente: Comisión Nacional de Energía

6.6.2. Oferta

De acuerdo al Informe de Estadísticas Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) la producción de gas natural para el 2018 será de 3.35 Gm3 con un crecimiento anual de 2.74% para el período 2003 – 2018, tal como se muestra en la Tabla 6-16.


104

Chile - Pronósticos de Producción de Gas Natural

2.64

3.35

2.23 2.28

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

2003 2008 2013 2018

Gm

3

Tabla 6-16: Pronósticos de producción de gas natural Fuente: Informe de Estadísticas de Energía 2005. OLADE

6.7. Actualización de las Perspectivas

6.7.1. Cambios en ENAP

ENAP según cifras preliminares habría perdido entre US$ 800 millones a US$ 1000 millones en el 2008 debido a la caída del precio del petróleo en los últimos meses de 2008. Estas pérdidas serían explicadas porque ENAP estaría vendiendo el combustible con un precio equivalente a US$ 40 el barril, a pesar que el combustible le habría costado US$ 140 el barril, con un importante deterioro en las actividades de refinería (Diario El Mercurio, 02 de Febrero de 2009).

Esta situación originó cambios en la gerencia general de ENAP en Enero de 2009 y actualmente el gobierno esta analizando cambios en el gobierno corporativo de la empresa, que podrían traducirse en cambios en el directorio y cambios en la estructura de sus filiales petroleras Sipetrol (exploración y explotación) y ENAP que tienen sus propias estructuras y directorios (Diario El Mercurio, Febrero 2009).

6.7.2. Cambios en Política Energética

La Sala de la Cámara de Diputados aprobó el proyecto de ley que crea el ministerio de Energía, al ser aprobado por prácticamente unanimidad (81 votos a favor y 1 en contra). El proyecto de ley pasó a segundo trámite constitucional al Senado.

De acuerdo al ministro de Energía, Marcelo Tokman, indicó que la contundente votación da cuenta del interés transversal por contar con una institucionalidad energética acorde a los nuevos desafíos que presenta el país. “El gran desafío que enfrentamos es evitar que la caída en los precios o la llegada de las lluvias signifique que dejemos de preocuparnos hoy de la energía del mañana. Dedicarnos sólo a apagar los incendios del momento garantiza que tendremos nuevos incendios. Por eso es fundamental dejar institucionalizado en el sector público un trabajo responsable, proactivo, anticipatorio y de largo plazo”.


105

El proyecto de ley establece que el ministerio propuesto deberá preparar los planes y políticas para el sector energía; elaborar, y proponer las normas aplicables al sector energía y estudiar y preparar las proyecciones de la demanda y oferta nacional de energía. Asimismo, el ministerio propuesto se hará cargo de algunas funciones que hoy en día están a cargo de los ministerios de Minería y Economía, tales como determinar los precios de paridad contenidos en los fondos de estabilización de precios del petróleo y las competencias que el Ministerio de Economía tenía asignadas en materia de gas y electricidad (concesiones definitivas; sistemas de transporte; explotación de servicios eléctricos y suministro; dictación de reglamentos), entre otras.

El proyecto de ley estable que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) serán organismos dependientes del nuevo ministerio de Energía.

Cabe resaltar que el proyecto de ley también incorporó una facultad para que el Ministerio de Energía participe en la formación y constitución de corporaciones o fundaciones, para la promoción, información, desarrollo y coordinación de iniciativas de investigación, transferencia y difusión de conocimientos económicos, tecnológicos y de experiencias en el área de la energía y entrega la facultad para participar en la formación de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.

6.7.3. Cambios en Política Energética

Se presenta información sobre las restricciones de gas natural desde Argentina a los consumidores en Chile por gasoductos y sistemas, información que es reportada por la Comisión Nacional de Energía. Cabe señalar que las restricciones durante el 2008 han sido del orden por encima de 70% respecto a los requerimientos normales (Figura 6-4).

Figura 6-4: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 – Enero 2009 Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía


106

La Tabla 6-17 presenta las restricciones de gas natural por gasoducto y sistema durante la última semana de Febrero de 2009.

Tabla 6-17: Restricciones de gas natural desde Argentina Fuente: Estadísticas del sector energía. Comisión Nacional de Energía


107

7. ME R C ADO DE G AS NA TUR A L DE C OL OMB IA

7.1. Introducción

7.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno

El sector hidrocarburos (Petróleo crudo, gas natural y minerales de uranio) en la actividad económica de Colombia representó en promedio 2.18% del PBI en el período 2002 – 2007, tal como se observa de la Tabla 7-1.

Tabla 7-1: Producto Bruto Interno (Real – 1994) Fuente: Banco de la Republica de Colombia

7.1.2. Gas Natural en Colombia

Guerrero y Llano (2003) hacen una reseña del gas natural en Colombia, señalan que la utilización del gas natural en Colombia se remonta al descubrimiento de los campos de Santander. Con excepción de los campos de gas libre, el gas asociado fue considerado en el país como un subproducto de la explotación del crudo, y era quemado en las teas (un tipo de antorcha) de los campos petroleros. Desde 1961, la conciencia sobre el valor del gas se empieza a plasmar en la legislación, y es por primera vez a través de la Ley 10 de 1961, que se prohíbe de forma explícita su quema, posteriormente se ratifica mediante el decreto 1873 de 1973.

Indican que en 1973 se inicia la construcción en la Costa Atlántica del primer gasoducto para atender las necesidades del sector industrial para esa zona del país, extendiéndose a todos sus departamentos. Con el objeto de sustituir energéticos de alto costo, en 1986 se estableció el primer plan nacional de uso general del gas natural, llamado "Programa de gas para el cambio". El bajo volumen de reservas de esa época y la coyuntura en que se desenvolvían los energéticos, los cuales estaban subsidiados, limitaron el desarrollo de este plan.

Resaltan que en 1990 surge una vez más la necesidad de crear la cultura del gas. Con el documento oficial "Lineamientos del cambio", se da pie para que se adelanten una


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serie de estudios, los cuales confirman los beneficios económicos que se derivarían para el país a partir de la utilización de este combustible.

Destacan que hacia finales de 1991, el CONPES 10

La entonces Comisión Nacional de Energía aprobó, en mayo de 1992, el sistema de transporte de gas, separándolo en troncal, subsistemas y distribución, para garantizar un suministro adecuado a los futuros usuarios. En 1993, se elaboró el documento Minminas Ecopetrol DNP-2646- UINF-DIMEN, a través del cual se expresó nuevamente la necesidad de promocionar una matriz energética más eficiente y conveniente para el país, mediante sustitución de energéticos de alto costo. En el mismo año se expidió el Decreto 408 de marzo 3, en el cual el CONPES aprobó las estrategas para el desarrollo del Plan Gas, que contemplaban la conformación de un sistema de transporte de gas natural, donde Ecopetrol ejercería, directamente o por contrato, la construcción de los gasoductos utilizando esquemas de BOMT (siglas en inglés del esquema de financiación en donde un inversionista privado Construye (B), Opera (O), Mantiene (M) y Transfiere (T o similares), para conectar los campos de producción con los centros de consumo en el país. estableció el marco normativo y tarifario, designando a los entes respectivos para garantizar la penetración del gas natural.

aprobó el programa para la masificación del consumo de gas; que tenía por objetivo impulsar la utilización del gas en el interior de Colombia como sustituto de energéticos de alto costo, considerando las ventajas del gas natural por la existencia de reservas importantes y sus características ambientales. Este plan se sustentaba en un estudio que había desarrollado en cooperación con la Comunidad Económica Europea, en el cual se identificaron los principales proyectos del plan de masificación del gas. En este documento el CONPES esbozó una política macroeconómica y energética integral, en la que se establecieron las facilidades para los particulares en la construcción de gasoductos troncales, mediante el esquema de concesión. Igualmente se presentó la posibilidad de la distribución a cargo de empresas privadas o mixtas.

Se vio también la necesidad de crear un sistema de transporte de gas independiente de los productores, comercializadores y distribuidores, que garantizase el acceso abierto en igualdad de condiciones a todos los usuarios. Así se llegó, después de varios años de debate, a la creación de la Empresa Colombiana de Gas, Ecogás, el 20 de agosto de 1997, como una Empresa Industrial y Comercial del Estado, con autonomía presupuestal y administrativa, cuya misión es administrar y controlar, operar y explotar comercialmente los sistemas de gasoductos en el interior del país.

Con estas políticas, la masificación del uso del gas se hace una realidad que permitirá modificar el patrón de consumo de todos los sectores y establecer una oferta adecuada de energía. Es así como por motivos de interés social y con el fin de que la cobertura de los servicios públicos se pueda extender a personas de menores ingresos, la Ley 142 de 1994 faculta al Ministerio de Minas y Energía (MME) para conformar áreas de servicio exclusivo para la distribución domiciliaria de gas combustible y suscribir contratos de concesión especial en los que se incluyen cláusulas de exclusividad que establecen que ninguna otra empresa podrá prestar el servicio de distribución en esa área.

El Ministerio de Minas y Energía (MME), mediante invitación pública número 01 de 1996, convoca a presentar propuestas para celebrar contrato de concesión especial 10 CONPES: Comisión Nacional de Planeamiento Sectorial


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para prestar, con exclusividad, el servicio público de distribución domiciliaria de gas natural por red física o tubería en los municipios del área denominada "Área del Valle del Cauca".

Asimismo, la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, Ley 142 de 1994, apuntó a la separación de las actividades de comercialización y transporte de gas en ECOPETROL y la regulación para el sector de gas.

7.1.3. Balance Energético en Colombia

El carbón mineral es la fuente de energía que tiene la mayor participación en la producción de energía en Colombia, con una participación de 47% seguida del petróleo y gas natural con 33 y 9%, respectivamente (Figura 7-1).

Producción de Energía PrimariaColombia 2005

Gas Natural9%

Petróleo33%

MineralCarbón

47%

Hidroenergía5%

PrimariasOtras

1%

Prod. Caña2%

Leña3%

Figura 7-1: Producción de Energía en Colombia. 2005 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS El carbón mineral es el principal producto de exportación de energía de Colombia, representa el 68% de las exportaciones de energía de dicho país, tal como se observa en la Figura 7-2.


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Exportación de Energía Colombia - 2005

Petróleo32%

MineralCarbón

68%

Figura 7-2: Producción de Energía en Colombia. 2005 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS Las principales fuentes primarias de energía son el petróleo, el gas natural y la hidroenergía que tienen una participación de 38.5, 24.9 y 14.6% en la matriz energética de Colombia.

Oferta Total de Energía Ecuador - 2005

Petróleo38.5%

Gas Natural24.9%

PrimariasOtras1.5%

Hidroenergía14.6%

Prod. Caña3.3%Leña

7.4%

Figura 7-3: Producción de Energía en Colombia. 2005 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS

7.1.4. Regulación de la Industria del Gas Natural Dentro de la regulación clave en la industria del gas natural tenemos:

Resolución CREG 057/1996: Trata sobre la desintegración vertical de las actividades. Se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias

Resolución CREG 071/1999: Reglamento Único de Transporte que trata sobre el libre acceso a las redes, mercado secundario de transporte, operación de los gasoductos


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Resolución CREG 01/2000: Se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Los períodos tarifarios son de 5 años.

Resolución CREG 023/2000: Se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.

Resolución CREG 011/2003: se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería. Los costos medios de mediano plazo, para el mercado relevante de distribución, se calculan a partir de la Inversión Base, el Costo de Capital Invertido, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y la Demanda de Volumen del mercado correspondiente, aplicando los criterios tarifarios establecidos en la Ley 142 de 1994.

Resolución CREG 100/2003: Se adoptan los estándares de calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en sistemas de distribución por redes de tubería.

Resolución CREG 070/2006: Se derogan algunas disposiciones de la Resolución CREG 023 de 2000 y se dictan otras disposiciones para la contratación de suministro de gas natural. Se establecen disposiciones sobre la comercialización del gas natural desde la producción.11

Resolución CREG 087/2007: Se pone en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán estudios para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente periodo tarifario.

7.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural

7.2.1. Descripción de la Estructura del Subsector de Hidrocarburos y Gas

La Figura 7-4 presenta la estructura del subsector de hidrocarburos y gas de Colombia que esta compuesto por entidades estatales (normativas, regulatorias, fiscalización y

11 En la resolución se define: Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza: Servicio de suministro de gas en el que un Agente garantiza mediante un contrato escrito el suministro de un volumen máximo de gas natural sin interrupciones durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Servicio de Suministro Interrumpible o que no garantiza Firmeza: Servicio de suministro de gas en el que las partes acuerdan mediante un contrato escrito no asumir compromiso de continuidad en la entrega o recibo, sobre las cantidades solicitadas. Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos definidos en el contrato. Contrato de Opción de Compra de Gas – OCG: Contrato bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador paga: i) una prima acordada libremente, por el derecho a tomar hasta una cantidad en firme de gas; y ii) un precio de ejercicio acordado libremente entre las partes por las cantidades de gas nominadas y aceptadas. La prima es un valor predeterminado que se pagará en los términos acordados entre las partes (anual, semestral, trimestral o mensualmente). El vendedor debe garantizar la entrega de gas hasta por el 100% de la cantidad contratada. Parágrafo. El precio de ejercicio para el gas natural producido en los campos con precio regulado podrá superar, en esta modalidad contractual, los precios establecidos en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o aclaren.


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planeamiento) y las empresas del sector (productores, transportistas, distribuidores y comercializadores).

Entidades estatales: Ministerio de Energía y Minas: con sus entidades adscritas CREC, UPME y ANH. El Departamento Nacional de Planeación con la entidad SSDP

Empresas: Productores, Transportistas y Distribuidores

Figura 7-4: Organización del Sector Hidrocarburos y Gas Natural Fuente: UPME


El Artículo 5° de la Resolución CREG 057/1996 establece la separación de las actividades en la industria del gas natural con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural; por tanto el transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del gas natural.

Las actividades que se desarrollan en el mercado de gas natural son las siguientes:

• Producción • Transporte • Distribución • Comercialización

Cada una de estas actividades tiene un tratamiento regulatorio independiente, y disposiciones que limitan la integración vertical y horizontal de estas actividades. Desde el punto de vista de estructura de propiedad dichas actividades son desarrolladas tanto por entes privados como públicos en el caso de la producción-


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comercialización y transporte y mayoritariamente por los entes privados en el caso de la actividad de distribución/comercialización.

La Figura 7-5 presenta la organización del mercado de gas natural en Colombia.

Figura 7-5: Estructura de la industria del gas natural en Colombia Fuente: CREG

Producción

Comprende las actividades de exploración y explotación de gas natural.

El Sistema Nacional de Transporte de gas natural colombiano, vincula los centros de producción de gas con los centros de consumo, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, sistemas de distribución, usuarios no regulados, interconexiones internacionales y sistemas de almacenamiento. Esta actividad incluye la operación del sistema troncal de transporte de gas combustible por tuberías, el servicio de transporte, su administración, mantenimiento y expansión. Incluye actividades relacionadas como el almacenamiento, la compresión y la medición, las cuales pueden ser desarrolladas por el transportador o realizadas de manera independiente por una persona natural o jurídica. Existen actualmente 8 empresas de transporte de gas natural.

Transporte

Es una actividad que forma parte del “Downstream” dentro de una cadena energética y en particular en caso del gas natural, comprende las actividades de la distribución del gas natural por ductos desde el citygate hasta el punto de uso final.

Distribución


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Actividad de compra y venta de gas combustible a título oneroso en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales (incluye pequeños consumidores). El Comercializador puede ser un productor.

Comercialización

7.2.3. Entidades Normativas, Regulatorias y de Fiscalización

Es una entidad pública de carácter nacional del nivel superior ejecutivo central, cuya responsabilidad es la de administrar los recursos naturales no renovables de Colombia asegurando su mejor y mayor utilización; la orientación en el uso y regulación de los mismos, garantizando su abastecimiento y velando por la protección de los recursos naturales del medio ambiente con el fin de garantizar su conservación y restauración y el desarrollo sostenible, de conformidad con los criterios de evaluación, seguimiento y manejo ambiental señalados por la autoridad ambiental competente.

Ministerio de Minas y Energía:

Dentro de las entidades adscritas (Unidades Administrativas Especiales) al Ministerio tenemos:

• Unidad de Planeación Minero Energética – UPME • Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG • Agencia Nacional de Hidrocarburos

Las principales funciones del Ministerio son12

12 Adicionalmente a las señaladas:

:

• Adoptar los planes de desarrollo del sector minero-energético del país en concordancia con los planes generales de desarrollo y con la política macroeconómica del Gobierno Nacional. En ejercicio de esta función se deberán identificar las necesidades del sector minero-energético y los planes generales deberán estar orientados a satisfacer esta demanda. Para el efecto el Ministerio podrá adelantar, directamente o en coordinación con otros organismos públicos o privados, investigaciones que se relacionen con las actividades propias del sector;

• Señalar los requisitos técnicos que deben cumplir las obras, equipos y procedimientos que utilicen las Empresas de Servicios Públicos del sector minero-energético, cuando la comisión respectiva haya resuelto por vía general que ese señalamiento es realmente necesario para garantizar la calidad del servicio, y que no implica restricción a la debida competencia;

• Elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse, y las privadas que deben estimularse;

• Identificar fuentes de financiamiento para los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible y los criterios con los cuales debería asignarse, y procurar que las empresas del sector puedan competir en forma adecuada por esos recursos;

• Asegurar que se realicen en el país por medio de empresas oficiales, privadas o mixtas, las actividades de generación e interconexión a las redes nacionales de energía eléctrica y las actividades de comercialización, construcción y operación de gasoductos según previo concepto del Consejo Nacional de Política Económica y Social -CONPES-;

• Organizar las licitaciones directamente o a través de contratos con terceros, a las que se pueda presentar cualquier empresa pública o privada, nacional o extranjera, cuando se trate de organizar el transporte, la distribución y el suministro de hidrocarburos de propiedad nacional que puedan resultar necesarios para la prestación de los servicios públicos regulados por la Ley 142 de 1994 o las normas que la modifiquen o adicionen, siempre que la Nación lo considere necesario;


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o Adoptar la política nacional en materia de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales e hidrocarburos, así como la política sobre generación, transmisión, interconexión, distribución y establecimiento de normas técnicas en materia de energía eléctrica, sobre el uso racional de energía y el desarrollo de fuentes alternas, y en general, sobre todas las actividades técnicas, económicas, jurídicas, industriales y comerciales relacionadas con el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables y de la totalidad de las fuentes energéticas del país en concordancia con los planes generales de desarrollo ;

o Adoptar los reglamentos y hacer cumplir las disposiciones constitucionales, legales y reglamentarias relacionadas con la exploración, explotación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, beneficio, comercialización y exportación de recursos naturales no renovables, y las normas técnicas relativas a los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, en los términos previstos en las normas legales vigentes;

o Adoptar la política nacional en materia de uso racional de energía y el desarrollo de fuentes alternas de energía;

o Identificar el monto de los subsidios que debería dar la Nación para los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, y establecer los criterios con los cuales debería asignarse, y hacer las propuestas del caso durante la preparación del presupuesto de la Nación;

o Impulsar, bajo la dirección del Presidente de la República, y en coordinación con el Ministerio de Relaciones Exteriores, las negociaciones internacionales relacionadas con los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible, y participar en las conferencias internacionales que sobre el sector se realicen;

o Proponer fórmulas de solución a los conflictos que se puedan presentar entre las empresas del sector minero-energético, sin perjuicio de las facultades otorgadas en esta materia a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- por las normas legales vigentes;

La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene como misión regular los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible de manera técnica, independiente y transparente, promoviendo el desarrollo sostenido de estos sectores, regulando los monopolios, incentivando la competencia donde sea posible y atendiendo oportunamente las necesidades de los usuarios y las empresas de acuerdo con los criterios establecidos en la Ley.

CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas:

De acuerdo con las leyes 142 y 143 de 1994 las siguientes funciones han sido asignadas a la Comisión de regulación de Energía y Gas:


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El artículo 74° de la Ley 142 de 1994, asignó a la CREG las siguientes funciones específicas: 13

• Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá

13 Como funciones generales: Facultades generales: • Preparar proyectos de ley para someter a la consideración del gobierno, y recomendarle la adopción

de los decretos reglamentarios que se necesiten. • Someter a su regulación, a la vigilancia del Superintendente, y a las normas que esta ley contiene en

materia de tarifas, de información y de actos y contratos, a empresas determinadas que no sean de servicios públicos, pero respecto de las cuales existan pruebas de que han realizado o se preparan para realizar una de las siguientes conductas:

o Competir deslealmente con las de servicios públicos; o Reducir la competencia entre empresas de servicios públicos; o Abusar de una posición dominante en la provisión de bienes o servicios similares a los que

éstas ofrecen. • Fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la

prestación del servicio. • Dar concepto sobre la legalidad de las condiciones uniformes de los contratos de servicios públicos

que se sometan a su consideración; y sobre aquellas modificaciones que puedan considerarse restrictivas de la competencia. Las comisiones podrán limitar, por vía general, la duración de los contratos que celebren las empresas de servicios públicos, para evitar que se limite la posibilidad de competencia.

• Establecer fórmulas para la fijación de las tarifas de los servicios públicos, cuando ello corresponda según lo previsto en el artículo 88; y señalar cuándo hay suficiente competencia como para que la fijación de las tarifas sea libre.

• Determinar para cada bien o servicio público las unidades de medida y de tiempo que deben utilizarse al definir el consumo; y definir, con bases estadísticas y de acuerdo con parámetros técnicos medibles y verificables, apropiados para cada servicio, quiénes pueden considerarse 'grandes usuarios'.

• Ordenar la fusión de empresas cuando haya estudios que demuestren que ello es indispensable para extender la cobertura y abaratar los costos para los usuarios.

• Ordenar la liquidación de empresas monopolísticas oficiales en el campo de los servicios públicos y otorgar a terceros el desarrollo de su actividad, cuando no cumplan los requisitos de eficiencia a los que se refiere esta ley.

• Impedir que quienes captan o producen un bien que se distribuye por medio de empresas de servicios públicos adopten pactos contrarios a la libre competencia en perjuicio de los distribuidores; y exigir que en los contratos se especifiquen los diversos componentes que definen los precios y tarifas.

• Pedir al Superintendente que adelante las investigaciones e imponga las sanciones de su competencia, cuando tenga indicios de que alguna persona ha violado las normas de esta ley.

• Determinar, de acuerdo con la ley, cuándo se establece el régimen de libertad regulada o libertad vigilada o señalar cuándo hay lugar a la libre fijación de tarifas

• Señalar, de acuerdo con la ley, criterios generales sobre abuso de posición dominante en los contratos de servicios públicos, y sobre la protección de los derechos de los usuarios en lo relativo a facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación de la empresa con el usuario.

• Establecer los requisitos generales a los que deben someterse las empresas de servicios públicos para utilizar las redes existentes y acceder a las redes públicas de interconexión; así mismo, establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, de acuerdo con las reglas de esta ley.

• Definir cuáles son, dentro de las tarifas existentes al entrar en vigencia esta ley, los factores que se están aplicando para dar subsidios a los usuarios de los estratos inferiores, con el propósito de que esos mismos factores se destinen a financiar los fondos de solidaridad y redistribución de ingresos, y cumplir así lo dispuesto en el numeral 87.3 de esta ley.

• Establecer los mecanismos indispensables para evitar concentración de la propiedad accionaria en empresas con actividades complementarias en un mismo sector o sectores afines en la prestación de cada servicio público


117

adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado.

• Expedir regulaciones específicas para la autogeneración y cogeneración de electricidad y el uso eficiente de energía y gas combustible por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios

• Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible.

• Fijar las tarifas de venta de electricidad y gas combustible; o delegar en las empresas distribuidoras, cuando sea conveniente dentro de los propósitos de esta ley, bajo el régimen que ella disponga, la facultad de fijar estas tarifas.

• Definir las metodologías y regular las tarifas por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales y por el centro nacional de despacho. Asimismo el Artículo 23° de la Ley 143 de 1994, asigna a la CREG las siguientes funciones con relación al servicio de electricidad:

• Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia. En el sector eléctrico, la oferta eficiente tendrá en cuenta la capacidad de generación de respaldo, la cual será valorada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, según los criterios que establezca la Unidad de Planeación Minero - Energética en el plan de expansión.

• Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

• Definir los factores que deban aplicarse a las tarifas de cada sector de consumo con destino a cubrir los subsidios a los consumos de subsistencia de los usuarios de menores ingresos. Estos factores deben tener en cuenta la capacidad de pago de los usuarios de menores ingresos, los costos de la prestación del servicio y el consumo de subsistencia que deberá ser establecido de acuerdo a las regiones.

Es un organismo de carácter técnico, que ejerce el control, la inspección y la vigilancia de las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios, creado por la constitución Colombiana de 1991.

SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios:

Las principales funciones de la SSPD son:


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• Publicar las evaluaciones de gestión realizadas a los prestadores de servicio. Da conceptos a las Comisiones de Regulación y Ministerios que así lo requieran en relación con los servicios públicos domiciliarios.

• Certificar que la estratificación ha sido correcta, cuando se trate de otorgar subsidios con los recursos nacionales y a exigencia de la nación, para ello se basa en los resultados de las estratificaciones enviadas por los municipios y distritos del país, en sus áreas urbana, centros poblados y rural.

• Establecer los sistemas de información y contabilidad que deben aplicar los prestadores de servicios públicos domiciliarios. Define la información que las empresas deben proporcionar sin costo al público y señala los valores que deben pagar las personas por la información especial que pidan a las empresas de servicios públicos, sino hay acuerdo entre el solicitante y la empresa.

• Vigilar y controlar que las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios cumplan con la Ley 142 de 1994, con sus normas reglamentarias y las que expidan las Comisiones de Regulación. Que se cumplan los contratos de condiciones uniformes celebrados entre las empresas de servicios públicos y los usuarios. Que los subsidios se destinen a las personas de menores ingresos. Que las Empresas de Servicios Públicos cumplan con los indicadores de gestión señalados por las Comisiones de Regulación. Que las obras, equipos y procedimientos cumplan con los requisitos técnicos señalados por los Ministerios.

• Investigar las irregularidades que se presenten en las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios, solicita documentos y practica las visitas, inspecciones y pruebas que sean necesarias para el cumplimiento de sus demás funciones.

• Sancionar a las entidades encargadas de prestar servicios públicos domiciliarios que incumplen las normas.

La Unidad de Planeación Minero Energética UPME es una Unidad Administrativa Especial del orden Nacional, de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto número 255 de enero 28 de 2004.

UPME. Unidad de Planeación Minero Energética:

La UPME tiene por misión realizar la Planeación del desarrollo sostenible de los sectores de Minas y Energía de Colombia, para la formulación de las políticas de Estado y la toma de decisiones en beneficio de Colombia, mediante el procesamiento y el análisis de información.

Las principales funciones de la UPME son:

• Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolución más probable de las variables demográficas y económicas y de precios de los recursos minero-energéticos destinados al desarrollo del mercado


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nacional, con proyección a la integración regional y mundial, dentro de una economía globalizada.

• Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos minero-energéticos existentes, convencionales y no convencionales, según criterios económicos, sociales, tecnológicos y ambientales.

• Elaborar y actualizar el Plan Nacional Minero, el Plan Energético Nacional, el Plan de Expansión del sector eléctrico, y los demás planes subsectoriales, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.

• Desarrollar análisis económicos de las principales variables sectoriales y evaluar el comportamiento e incidencia del sector minero energético en la economía del país.

• Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos no convencionales.

• Evaluar la rentabilidad económica y social de las exportaciones de los recursos mineros y energéticos.

• Realizar diagnósticos que permitan la formulación de planes y programas del sector minero-energético.

• Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para satisfacer tales requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.

• Asesorar en materia de planeación sectorial al Ministerio de Minas y Energía realizando estudios económicos cuando se requiera y apoyar con información de mercados de interés sectorial a los agentes.

• Organizar, operar y mantener la base única de información estadística oficial del sector minero-energético, procurar la normalización de la información obtenida, elaborar y divulgar el balance minero-energético, la información estadística, los indicadores del sector, así como los informes y estudios de interés para el mismo.

• Establecer los indicadores de evaluación del sector minero-energético, con el fin de elaborar informes que cuantifiquen sugestión.

• Elaborar las memorias institucionales del sector minero-energético.

• Conceptuar sobre la viabilidad técnica y financiera de los proyectos a ser financiados a través del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas.


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La ANH es la autoridad encargada de promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos del país, administrándolos integralmente y armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector.

ANH. Agencia Nacional de Hidrocarburos:

Dentro de las funciones principales de la ANH tenemos:

• Administrar las áreas hidrocarburíferas de Colombia y asignarlas para su exploración y explotación.

• Evaluar el potencial hidrocarburífero de Colombia.

• Administrar y celebrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

• Diseñar, evaluar y realizar estrategias de promoción de las áreas hidrocarburíferas de la nación.

• Administrar y preservar la información técnica existente y la que en el futuro se adquiera en el país.

• Administrar la participación del Estado en los contratos de exploración y explotación.

• Recaudar las regalías y compensaciones monetarias que correspondan al Estado por la explotación de hidrocarburos, y girar a las entidades con derecho a ellas tales recursos.

• Efectuar las retenciones de las sumas que por concepto de participaciones y regalías correspondan a las entidades partícipes con destino al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, FAEP, y hacer los giros y reintegros correspondientes.

• Adelantar las acciones necesarias para buscar el adecuado abastecimiento de la demanda nacional de hidrocarburos, derivados y productos.

• Fijar los volúmenes de producción de petróleo de concesión que los explotadores deben vender para la refinación interna.

• Fijar el precio al cual se debe vender el petróleo crudo de concesión destinado a la refinación interna para el procesamiento o utilización en el país, y el gas natural que se utilice efectivamente como materia prima en procesos industriales petroquímicos cuando sea del caso.

• Ejercer las demás actividades relacionadas con la administración de los hidrocarburos de propiedad de Colombia y las que le sean asignadas por la ley o el reglamento y sean acordes con la naturaleza de la Agencia.


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La Red Nacional de Gasoductos está conformada por dos subsistemas claramente definidos por su propiedad y operación, así como su funcionamiento.

• Subsistema de la Costa Atlántica con la línea Ballena-Barranquilla-Cartagena-Cerromatoso el cual pertenece a PROMIGÁS que es una empresa privada.

• Subsistema que comprende principalmente las líneas Ballena-Barrancabermeja-Vasconia-Cali, Cusiana-Apiay-Bogotá y Cusiana-La Belleza-Vasconia-Cali, de propiedad de la estatal ECOGAS (A partir de 2007, Transportadora del Gas del Interior TGI S.A. ESP). 14


Los agentes del mercado son personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de Gas Natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Por tanto, son Agentes los productores-comercializadores; los comercializadores, los distribuidores, los transportadores, los usuarios no regulados y los almacenadores independientes.

De acuerdo a la información reportada por la CREG existen 11 empresas productoras de gas natural:

Productores

1. B.P. Exploration Co. (Colombia) Ltd. 2. B.P. Santiago Oil Company 3. Chevron Petroleum Company 4. Empresa Colombiana de Petróleos S.A. 5. Grupo Petrotesting Colombia S.A. 6. Hocol S.A 7. Mercantile Colombia Oil and Gas 8. Pacific Stratus Energy Colombia Ltd 9. Petrobras Colombia Limited 10. Petrobras International Braspetro Bv 11. Tepma

A Diciembre de 2005, eran ocho las empresas transportadoras de gas natural que operaban la red de 3,850 kilómetros de gasoductos en Colombia:

Transportistas

1. Promigás 2. Ecogas 3. Transmetano 4. Transcogás

14 Centros Principales de Control (CPC): Centros pertenecientes a los diferentes gasoductos (Sistemas de Transporte) que son parte del Sistema Nacional de Transporte, encargados de adelantar los procesos operacionales, comerciales y demás definidos en el RUT. Para la presente política se entenderá como el CPC de TGI S.A ESP

http://cregas.creg.gov.co/pls/directdcd/directorio.datos?id_empresa=279%20�












122

5. Transoccidente 6. Transoriente 7. Gasoducto del Tolima 8. Progasur.

Las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia son:

Distribuidores

1. Alcanos de Colombia Área Exclusiva Centrou y Tolima 2. Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. 3. Edalgas S.A. E.S.P. 4. Empresa de Energía de Casanare S.A. E.S.P. 5. Empresa de Servicios Públicos Publiservicios S.A. E.S.P. 6. Empresas Públicas de Medellín E.S.P. 7. Espigas S.A. E.S.P. 8. Gas del Risaralda S.A. E.S.P. 9. Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. 10. Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. 11. Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. 12. Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P. 13. Gas Natural S.A E.S.P 14. Gases de Barrancabermeja S.A. E.S.P. 15. Gases de La Guajira S.A. E.S.P. 16. Gases de Occidente Área Exclusiva 17. Gases de Occidente S.A. E.S.P. 18. Gases del Caribe S.A. E.S.P. 19. Gases del Cusiana S.A. E.S.P 20. Gases del Llano S.A. E.S.P. 21. Gases del Oriente S.A. E.S.P. 22. Gases del Quindio S.A E.S.P 23. Gases del Sur de Santander S.A. E.S.P. 24. Ingeniería y Obras S.A. E.S.P. 25. Madigas Ingenieros S.A. E.S.P. 26. Metrogas de Colombia S.A. E.S.P 27. Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios S.A. E.S.P. 28. Promesa S.A. E.S.P. 29. Promigas S.A. E.S.P. 30. Promotora de Servicios Públicos S.A. E.S.P. 31. Servicios Públicos Ingeniería y Gas S.A. E.S.P. 32. Servicios Públicos y Gas S.A E.S.P. 33. Surcolombiana de Gas S.A. E.S.P. 34. Surtidora de Gas del Caribe S.A. E.S.P

Existen 49 empresas comercializadoras de gas natural en Colombia:

Comercializadores

1. Alcanos de Colombia Area Exclusiva Centro Y Tolima 2. Alcanos de Colombia S.A. E.S.P. 3. B.P. Exploration Co. (Colombia) Ltd. 4. B.P. Santiago Oil Company 5. Comercializadora Energética del Oriente S.A. E.S.P. 6. Dinagas S.A E.S.P 7. Edalgas S.A. E.S.P.










































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8. Empresa Comercializadora de Gas S. A., E.S.P. 9. Empresa de Energía de Casanare S.A. E.S.P. 10. Empresa de Servicios Públicos Publiservicios S.A. E.S.P. 11. Empresas Públicas De Medellín E.S.P. 12. Energía Eficiente S.A E.S.P. 13. Espigas S.A. E.S.P. 14. Gas del Risaralda S.A. E.S.P. 15. Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. 16. Gas Natural del Oriente S.A. E.S.P. 17. Gas Natural del Centro S.A. E.S.P. 18. Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P. 19. Gas Natural S.A E.S.P 20. Gases de Barrancabermeja S.A. E.S.P. 21. Gases de La Guajira S.A. E.S.P. 22. Gases de Occidente Area Exclusiva 23. Gases de Occidente S.A. E.S.P. 24. Gases del Caribe S.A. E.S.P. 25. Gases del Cusiana S.A. E.S.P 26. Gases del Llano S.A. E.S.P. 27. Gases del Oriente S.A. E.S.P. 28. Gases del Quindio S.A E.S.P 29. Ingenieria Y Obras S.A. E.S.P. 30. Isagen S.A. E.S.P. 31. Kappa Resources Colombia S.A. 32. Madigas Ingenieros S.A. E.S.P. 33. Merilectrica S.A. y C.I.A. S.C.A. E.S.P. 34. Metrogas de Colombia S.A. E.S.P 35. Nacional de Servicios Públicos Domiciliarios S.A. E.S.P. 36. Pacific Stratus Energy Colombia Ltd 37. Petrobras International Braspetro Bv 38. Plexa S.A. E.S.P 39. Promesa S.A. E.S.P. 40. Promotora de Servicios Públicos S.A. E.S.P. 41. Servicios Públicos Ingeniería y Gas S.A. E.S.P. 42. Servicios Públicos y Gas S.A E.S.P. 43. Solugas S.A E.S.P 44. Surcolombiana de Gas S.A. E.S.P. 45. Surtidora de Gas del Caribe S.A. E.S.P 46. Tepma 47. Termoemcali I S.A. E.S.P 48. Termoflores S.A. E.S.P. 49. Turgas S.A. E.S.P.

El servicio de transporte de gas natural se presta a grandes consumidores del combustible, lo que significa que debe ser un consumidor de más de 100 mil pies cúbicos día (0,1 MPCD), medida de demanda en un solo sitio individual de entrega.

Grandes Consumidores














































124

7.3.1. Separación de Actividades

Respecto a la separación de actividades y la integración vertical entre negocios del mercado, la Ley fija las reglas que se resumen a continuación:

De acuerdo a las características de cada una de las actividades o negocios, se estableció como lineamiento general para el desarrollo del marco regulatorio, la creación e implementación de reglas que permitieran y propendieran por un mercado administrado en los negocios de Producción-comercialización de gas, en tanto que la directriz para los negocios de Transporte y Distribución se orientó al tratamiento de dichas actividades como monopolios de red , buscando en todo caso condiciones de competencia donde ésta fuera posible.

El transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del gas natural a fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural (Artículo 5o. Resolución CREG-057 de 1996).

El transportista de gas natural no puede realizar de manera directa, actividades de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, no pueden ser transportistas ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto. El transportista tampoco puede tener interés económico en empresas de generación eléctrica (Artículo 5°. Resolución CREG-057 de 1996).

El transportista no puede otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés económico (Artículo 5o. Resolución CREG-057 de 1996).

Asimismo el marco regulatorio permite que las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución puedan ser comercializadoras (Artículo 5o. Resolución CREG-057 de 1996).

Las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, pueden continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y además la actividad de comercialización, siempre y cuando, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades. (Artículo 5o. Resolución CREG-057 de 1996).

a) Cuando estas empresas, sus matrices, sus subordinadas o sus vinculadas sean parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con empresas productoras, comercializadoras o distribuidoras de gas natural.

b) Cuando una empresa productora, comercializadora o distribuidora tiene:

Acciones, cuotas o partes de interés en el capital en la empresa transportadora en un porcentaje superior al veinticinco por ciento (25%) del capital social.


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Créditos a cargo de la empresa transportadora en condiciones más favorables que las prevalecientes en el mercado.

Cualquier influjo en la determinación del precio del transporte o de los servicios ofrecidos por la transportadora

c) Cuando una empresa transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de una empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gas natural, en un porcentaje superior al veinticinco por ciento (25%) del total del capital social.

d) Las empresas productoras de gas natural podrán poseer acciones de una misma empresa que tenga por objeto la distribución de ese bien, sin que la participación individual de una empresa productora pueda exceder del 20% del capital de la entidad receptora. En ningún caso el capital de una empresa distribuidora de gas natural podrá pertenecer en más del 30% a empresas productoras de gas natural. Los porcentajes anteriormente especificados aplican igualmente para ECOPETROL.

e) Las empresas transportadoras de gas natural no podrán participar en la actividad de comercialización de gas natural, salvo lo dispuesto en el literal c.

En cuanto a los límites para la integración horizontal, se han establecido las siguientes directrices (Resolución CREG-071 de 1998):

• Al primero de enero del año 2015, ninguna empresa de distribución debe atender ni directa, ni indirectamente, más del 30% del número de usuarios del mercado de distribución (Artículo 3o. Resolución CREG-071 de 1998).

• La Comercialización de Gas Natural a empresas de generación eléctrica a base de gas natural, no tendrá límites de participación en el mercado (Artículo 4o. Resolución CREG-071 de 1998).

• Ninguna persona o empresa podrá tener más del 25% del volumen transado en el mercado de comercialización a usuarios finales, regulados y no regulados, excluyendo el gas comercializado para generación eléctrica, materia prima de industria petroquímica y consumo propio del productor. (Artículo 5o. Resolución CREG-071 de 1998).

• A partir del 12 de septiembre de 2000, los productores de gas natural no podrán comercializar su producción de manera conjunta con otros socios del contrato de exploración y producción respectivo (contrato de asociación), ni podrán comercializar conjuntamente la producción de dos o más contratos de exploración y producción diferentes (Artículo 6o. Resolución CREG-071 de 1998).

7.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado

La distribución de gas natural es calificada como Servicio Público Domiciliario de Gas Combustible, requieren de permisos y licencias de las municipalidades para operar.


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7.3.3.1. Producción:

En lo que se refiere a los precios en boca de pozo, la regulación vigente establece que los precios en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte se determinarán libremente sujetas a libertad vigilada por parte de los productores en todos los campos del país, con excepción de los ubicados en la Guajira (Ballena) y Opón, con el siguiente tratamiento regulatorio:

• Campo Guajira: cuenta con un precio máximo regulado definido por la Resolución 119 de 2005, y que a la fecha tiene un valor de 2,76 US$/MBTU. También el campo del Opón tiene precio máximo regulado establecido en la Resolución 119 de 2005, equivalente a 3.121 US$/MBTU más con el propósito de servir de referencia para los contratos de suministro de gas suscritos entre ECOPETROL y los generadores térmicos a gas en el interior del país. Este precio se ajustará proporcionalmente a las variaciones que tenga el Fuel Oil de exportación FOB/Cartagena, durante el semestre anterior.

• Campo Cusiana: los precios para este campo están fijados en 1,44 US$/MBTU a la entrada del sistema nacional de transporte mediante la Resolución 050 de 2002. Sin embargo, el precio no tendría sujeción a tope cuando la capacidad de producción se incremente por encima de los 180 MPCD. El sistema de precios libres debe entenderse como de libertad vigilada, puesto que la CREG podría revisar las disposiciones de liberación de precios si en su concepto éstos no se ajustan a las condiciones del mercado. Pero de otra parte, una revisión de esta decisión en el sentido de regresar a un régimen regulado, sería un cambio en las reglas de juego que sirvieron de base para que los socios privados efectuaran inversiones en producción y tratamiento de gas natural. La formula de indexación esta relacionada con el precio del New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration)

• Nuevos Descubrimientos Comerciales: tienen precios libres sin ningún condicionante en términos de capacidad de producción o fecha (Resolución CREG 0119 del 2005). Sin embargo, al igual que en el caso anterior, la CREG podrá revisar esta situación si no se alcanzan condiciones mínimas de competencia en el mercado del gas natural.

7.3.3.2. Transporte

Las tarifas de transporte de gas natural son reguladas por la CREG, la cual establece los cargos máximos que se permiten cobrar por la utilización de los diferentes Sistemas de Transporte.

Los cargos por utilización del sistema de clasifican en:

• Cargos Fijos: Los Cargos Fijos (US$ por Kpcd-año) se cobran sobre la capacidad en firme que se contrate con cada usuario (Remitente) y remuneran un porcentaje de los costos de inversión de la empresa.


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• Cargos Variables: Los cargos variables (US$ por Kpc) se cobran sobre los volúmenes efectivamente transportados por cada usuario (Remitente) y remuneran un porcentaje de los costos de inversión de la empresa

• Cargos de Administración, Operación y Mantenimiento (AO&M): Los cargos de AO&M (pesos por Kpcd-año) se cobran sobre la capacidad en firme que se contrate con cada usuario (Remitente) y remuneran los gastos de administración, operación y mantenimiento en que incurre la empresa para la óptima prestación del servicio de transporte de gas.

Tenemos dos tipos de precios por el servicio de transporte de gas natural en la red de ductos:

• Cargos regulados por la CREG y

• Cargos convenidos

Cargos regulados: En la Tabla 7-2 se presenta los cargos regulados por la CREG para el sistema de transporte administrado por TGI S.A. ESP:15

Tabla 7-2: Cargos Regulados por la CREG para Transportadora de Gas del Interior Fuente: Transportadora de Gas del Interior

15 La Resolución CREG-125 diciembre de 2003 estableció los cargos regulados para el sistema de transporte de Ecogás.


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Cargos convenidos: En la Tabla 7-3 y Tabla 7-4 se presenta los cargos convenidos que aplica TGI S.A. ESP para su sistema de transporte, de acuerdo a los nodos de entrada y salida del sistema de transporte:

Nodos de Entrada:

Los nodos de entrada al Sistema de Transporte de Gas Natural del Interior del País, son los siguientes:

Ballena Barrancabermeja Cusiana Apiay Dina Saldaña Montañuelo Morichal Gualanday

Tabla 7-3: Cargos Convenidos de Entrada - Transportadora de Gas del Interior Fuente: Transportadora de Gas del Interior

Nodos de Salida:

Los nodos de salida del Sistema de Transporte de Gas Natural del Interior del País son los siguientes:

Barrancabermeja Sebastopol Vasconia Mariquita Pereira Armenia Cali La Belleza Cogua (Bogotá) El Porvenir Gualanday Neiva Apiay Usme (Bogotá)


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Villavicencio Gasoducto Boyacá - Santander Yopal

Tabla 7-4: Cargos Convenidos de Salida - Transportadora de Gas del Interior Fuente: Transportadora de Gas del Interior


La Resolución CREG 011 de 2003, estableció una metodología que permite al distribuidor estructurar tarifas diferenciales por rangos de consumo de tal manera que los ingresos totales no superen los que corresponden al cargo promedio de distribución y se basa en la aplicación de los llamados cargos por uso de los sistemas de distribución con fundamento en los siguientes principios generales:

a) Los usuarios pagarán un único cargo por el uso de cada sistema,

b) Se remunerará la infraestructura necesaria para llevar el suministro desde el punto de salida del Sistema Nacional de Transporte hasta el punto de entrega al usuario y

c) El cargo por uso deberá ser el mismo independientemente del Comercializador que lo atienda.

Considera también la inversión en expansión para los siguientes cinco años.

El marco regulatorio de la distribución de gas natural de igual forma contempla criterios de eficiencia estableciendo ajustes entre la longitud total del sistema de distribución y el número de usuarios, así como ajuste en costos de nuevas inversiones por medio de la definición de los costos eficientes de las Unidades Constructivas.

La Tabla 7-5 muestra las tarifas para los municipios de Medellín, Itaguí, La Estrella, Sabaneta, Envigado, Caldas, Bello, Copacabana, Girardota y Barbosa se tienen los cargos fijo (instalación) y los cargos por consumo por estratos.


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Tabla 7-5: Tarifas de Distribución Residencial de Empresa Pública de Medellín Fuente: Empresa Pública de Medellín

7.3.3.4. Comercialización

En lo que respecta a la Comercialización del Gas Natural, la Resolución 057 de 1996 estableció un cargo único para todos los mercados o agentes, el cual estaba fijado en 3 $/m3 desde noviembre de 1995, ajustándolo anualmente con el índice de precios al consumidor - IPC. Esta tarifa no permitía la incursión de otros comercializadores por cuanto el Distribuidor de una zona compite con el cargo de distribución cuyo efecto final en la tarifa es muy superior al cargo de comercialización.

Con la Resolución 011 de 2003 los comercializadores tienen oportunidad de competir por el mercado no regulado. En el segmento de usuarios no regulados los precios de comercialización son libres mientras que en el segmento de comercialización para usuarios regulados las tarifas de comercialización son máximas reguladas por la CREG, lo cual permite competir con eficiencias en la compra del gas, la negociación del servicio de transporte y la eficiencia en la prestación del servicio, permitiendo así cobrar un cargo por comercialización acorde con los servicios prestados.


En esta Sección se presenta la evolución de la demanda y oferta del mercado de gas natural.


131

7.4.1. Demanda

La demanda del gas natural a 2006 se encontraba focalizada en los sectores industrial, eléctrico y residencial con una participación de 28.48%, 26.76% y 22.73%, respectivamente tal como se puede concluir de la Tabla 7-6.

Tabla 7-6: Consumo de gas natural en Colombia Fuente: Boletín Estadístico de Minas y Energía 2002 - 2007. UPME

7.4.2. Oferta


De acuerdo a la información presentada por la UPME en el documento “La Cadena de Gas Natural en Colombia” de 2005, en dicho país el potencial de hidrocarburos está localizado en 18 cuencas sedimentarias (1,036,450 kms2) y que son clasificadas en cuencas con producción y cuencas sin producción.

Cuencas con producción: Valle Superior, Medio e Inferior del Magdalena, Llanos Orientales, Putumayo, Catatumbo y La Guajira, con un muy buen conocimiento geológico, geofísico y técnico.

Cuencas sin producción: Caguán – Vaupés, Amazonas, Cesar – Ranchería, Cordillera Oriental, Cauca-Patía, Urabá, Chocó, Pacífico, Tumaco, Sinú–San Jacinto y Cayos y que corresponden a áreas con un menor grado de información geológica y geofísica disponible, en las cuales no se han descubierto hidrocarburos a nivel comercial.

Según dicho documento el 56% (54 TPC) de las reservas potenciales se encuentra en la región de los Llanos Orientales y en La Guajira, adicionalmente se encuentran otros campos en producción en las cuencas del Valle Medio y Valle Superior, así como en Catatumbo. Los 42 TPC restantes de gas natural se distribuyen en las cuencas que no se encuentran actualmente en producción

En relación a la actividad de exploración, de acuerdo a la Figura 7-6 podemos apreciar un incremento en la firma de contratos de exploración de hidrocarburos que se espera en el mediano plazo incorporen nuevas reservas de hidrocarburos a las actualmente disponibles, así como encontrar reservas adicionales de gas asociado al programa de exploración de petróleo.


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Figura 7-6. Evolución de Contratos de Exploración de Hidrocarburos Fuente: Cadena de Gas Natural en Colombia. UPME

Las reservas probadas comerciales al año 2006 eran de 4342.3 GPC (TPC). El 2.55% se encuentra bajo operación directa de ECOPETROL S.A. y el 94.44% se encuentra en la modalidad de asociación, tal como puede observarse en la Tabla 7-7.

Tabla 7-7: Reservas probadas de gas comercial Fuente: Boletín Estadístico de Minas y Energía 2002 - 2007 UPME

Asimismo, si consideramos dentro de las reservas comerciales las próximas a comercializar y el consumo propio tenemos las siguientes reservas que se muestran en la Figura 7-7:


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Figura 7-7: Reservas probadas de gas comercial en Colombia Fuente: Boletín Estadístico de Minas y Energía. UPME

Como puede apreciarse de la figura anterior las reservas comerciales en Colombia están reduciendo en los últimos años.

De acuerdo a la información de BP para el año 2007 el factor de reserva de producción era de 16.2 años. Asimismo, de acuerdo a la Figura 7-8 para un escenario estimado por la UPME las exportaciones de gas natural de Colombia deben suspenderse hacia el año 2014 por cuanto la R/P (relación reserva producción) será menor a 7 años de acuerdo a la regulación vigente en Colombia (Decreto 3428 de 2003) que permite exportar gas natural siempre que la R/P no sea inferior a 7 años.

Figura 7-8: Relación de reservas producción (R/P )de gas natural Fuente: Cadena de Gas Natural en Colombia. UPME

Esta situación es motivo de preocupación en Colombia por lo que consideran necesario emprender acciones que reviertan esta tendencia de manera que les


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permita cubrir la demanda interna y exportar gas natural que coadyuve a mejorar la balanza de pagos de dicho país.

La producción fiscalizada en el 2005 fue de 3.54 TPCD mientras que el suministro fue de 645.11 MPCD, la diferencia fundamental entre la producción fiscalizada y el suministro para consumo interno es que la mayor parte de la producción es reinyectada a los yacimientos para mantener la recuperación de petróleo.

En la Figura 7-9 podemos apreciar la importancia de los campos de la Guajira en el suministro de gas natural en Colombia que representó el 72.3% y 64.1% del suministro para los años 2005 y 2006, respectivamente.

Figura 7-9: Suministro de gas natural al sistema de transporte Fuente: Cadena de Gas Natural en Colombia. UPME

Cabe resaltar la estrategia seguida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para extender los contratos de asociación vigentes hasta su límite económico que permitirán generar producción adicional en los campos en explotación, aumentando tanto los niveles de producción como los factores de recobro y por consiguiente la base de reservas de los mismos. En ese sentido, ECOPETROL S.A. acordó con la compañía asociada los términos y condiciones de extensión en el tiempo del contrato de asociación, bajo la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. 16

La Producción de gas natural en Colombia se encuentra focalizada en la región de la Guajira que al 2006 representaba el 64.1% de al producción de gas natural, tal como se puede observar de la

Tabla 7-8.

16 La extensión del contrato de Asociación La Guajira, suscrito inicialmente en 1974 entre ECOPETROL y Texas Petroleum Company (hoy CHEVRON) se realizó mediante otrosí del contrato el 16 de diciembre de 2003 hasta su límite económico, con los siguientes acuerdos: El socio invierte el 100% de los requerimientos de capital para la ejecución de las actividades requeridas que permitan la explotación del campo. Compartir la producción en 53% para ECOPETROL y 43% para el asociado, después de las regalías que se mantienen en el 20%. Compartirán los costos de abandono de los campos, que por tratarse de campos offshore pueden llegar a ser sumas muy importantes. Compartir el pago del BOMT18 de la plataforma Chuchupa B (57% Ecopetrol, 43% asociado) y asegurar la ejecución de la perforación de tres pozos adicionales, considerando que el propietario de la plataforma Chuchupa B es Guajira Gas Services (filial de CHEVRON), quien debería avalar la perforación de los pozos.


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Tabla 7-8: Producción de gas natural en Colombia Fuente: Boletín Estadístico de Minas y Energía. UPME

7.4.2.2. Transporte

El Sistema Nacional de Transporte, es el conjunto de gasoductos localizados en el territorio Colombiano, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales o Sistemas de Almacenamiento.

Las principales empresas transportadoras del país, son ECOGÁS (ahora Transportadora de Gas del Interior, TGI), empresa de derecho público, propietaria de la gran mayoría de la infraestructura de transporte del interior del país y Promigas S.A., empresa privada propietaria de la gran mayoría de los gasoductos de la Costa Atlántica. Los transportadores restantes, se han desarrollado a través de contratos de concesión con el Ministerio de Minas y Energía (Dichos transportadores son: Trasmetano, Transoriente, Gasoducto del Tolima, Progasur) y otros por libre iniciativa (Transoccidente Y Transcogas).

En la Tabla 7-9 se presentan las características de la infraestructura de transporte y participación en el volumen transportado a Diciembre de 2005. Como puede observarse el mayor transportador de gas natural es Promigas seguida de Ecogás. De acuerdo a la información de la UPME, los sistemas de transporte movilizaron en promedio durante el 2005 cerca de 720.2 MPCD, de los cuales el 44.3% es responsabilidad del sistema de la costa Atlántica, seguido del sistema de ECOGAS17

17 A partir del 3 de marzo de 2007, la operación de los gasoductos que eran propiedad de Ecogás es realizada por la Transportadora de Gas del Interior - TGI S.A. E.S.P.

, el cual transportó el 37.6% de la oferta nacional.


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Tabla 7-9: Sistema de Transporte de Gas Natural Fuente: UPME

La evolución del sistema de transporte de la Costa Atlántica, a diferencia del interior del país, se encontraba plenamente constituida con anterioridad al inicio del plan de gas en la década de los 90. A partir de esa fecha fue necesario realizar ampliaciones en cuanto a nuevos gasoductos regionales con el fin de ampliar la cobertura de población atendida, ya que los grandes mercados ya estaban cubiertos y desarrollados en ese momento por el sistema troncal de transporte.

El sistema de transporte del interior del país se desarrolló como eje fundamental del Plan de Masificación de Gas. Sin embargo, antes del Plan, el interior del país contaba con pequeños gasoductos regionales que proveían gas a poblaciones cercanas a los campos de producción. Estos fueron: Gasoducto Apiay-Bogotá y Gasoducto Payoa Provincia-Bucaramanga.


A Diciembre de 2005, la actividad de distribución era atendida por 27 empresas distribuidoras, que atendían 407 poblaciones con 3’883,000 usuarios, que se distribuían en 98.4% en el sector residencial, 1.5% sector comercial y 0.07% sector industrial. De los casi cuatro millones de usuarios residenciales, el 85% pertenecían a los estratos menos favorecidos y en conjunto con los demás estratos permitían un cubrimiento efectivo del 66%, de acuerdo con la información de la UPME del Ministerio de Minas y Energía.

Asimismo para Diciembre de 2006, el número de usuarios era de 4254136.

Las Tabla 7-10 y Tabla 7-11 presentan la evolución estadística de los usuarios por uso y a nivel global.


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Tabla 7-10: Evolución de usuarios de gas natural Fuente: Cadena del gas natural en Colombia. UPME

Tabla 7-11: Evolución de los usuarios finales de gas natural Fuente: Cadena del gas natural en Colombia. UPME

A Diciembre de 2005, cabe señalar que las primeros cuatro empresas distribuidoras atendían el 64% del mercado (Gas Natural, Gases de Occidente, Surtigás y Gases del Caribe). La mayoría de las regiones donde el gas natural estaba presente habían alcanzado un cubrimiento importante, con índices mayores a 85%. Sin embargo existían zonas con baja penetración del servicio como Medellín en donde el cubrimiento era bajo (43.6% potencial y 21.4% efectivo). En otros casos como Cali (Gases de Occidente) Sucre, Córdoba y Bolívar (Surtigás) y centro del Tolima (Alcanos), el cubrimiento efectivo era significativo, con porcentajes superiores al 55%.


En esta sección se describe los principales aspectos comerciales y estratégicos del mercado de gas natural.

7.5.1. Contratos de Suministro

La empresa estatal colombiana Ecopetrol vende gas de diferentes fuentes de suministro (Guajira y Cusiana entre otros), a distribuidores urbanos, termoeléctricas, grandes consumidores (usuarios no regulados) y comercializadores que atienden a grandes consumidores (usuarios no regulados), con diferentes modalidades contractuales de acuerdo con las necesidades del cliente y con la disponibilidad de gas. Tiene cuatro modalidades de contratación que a continuación se describen:


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1. Contrato en firme: es aquel en que el productor se compromete a suministrar un volumen garantizado de gas, durante un período determinado y el comprador a su vez se compromete a tener un consumo mínimo.

2. Contrato en semifirme: es aquel en que el productor se compromete a suministrar un volumen garantizado de gas durante un período determinado, pero se reserva el derecho de interrumpir el servicio durante un número máximo de días por año, dando aviso previo al comprador. El comprador por su parte se compromete a tener un consumo mínimo.

3. Contrato ocasional: es aquel en que el suministro de gas natural por parte del productor es ocasional de acuerdo con la disponibilidad y asignación de gas. No hay compromiso de suministro por parte del productor ni de recibo por parte del comprador.

4. Combinación de los anteriores

Asimismo, las cláusulas típicas de los contratos con Ecopetrol son:

Definiciones básicas.

Fuente de suministro del gas y Punto de Entrega.

• Tipo de contrato: según los definidos anteriormente. • Especificaciones de calidad del gas entregado. • Precio: Existen varias alternativas de precio de acuerdo con la regulación vigente:

o Precios regulados por la CREG. o Precios fijos con factor de indexación. o Precios acordados entre las partes.

• Procedimiento Operativo de Nominaciones: Este procedimiento establece las reglas para la solicitud diaria de gas por parte del comprador de acuerdo con la regulación vigente. Por ejemplo el Reglamento Único de Transporte: Resolución CREG 071 de 1999.

• Forma de pago: se ofrecen dos modalidades de pago: crédito a 30 días previa aprobación de una garantía y pago por anticipado.

• Vigencia del contrato.

• Fuerza Mayor: establece las restricciones para el cumplimiento de las obligaciones contractuales de acuerdo con lo establecido por la ley Colombiana.

• Eventos eximentes: establece las restricciones para el cumplimiento de las obligaciones contractuales, como por ejemplo orden público, orden laboral y mantenimientos.

• Resolución de controversias: se prevé en primer lugar una solución directa entre las partes y en segundo lugar un tribunal de arbitramento.


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7.5.2. Contratos de Transporte: Firme - Interrumpible

El Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural (Resolución CREG 071-1999) establece que los transportistas pueden ofrecer distintas modalidades contractuales, que se enmarcan como servicios de transporte de Capacidad Firme o de Capacidad Interrumpible.18

Existe también el mercado secundario bilateral de transporte y suministro de gas natural, a tal efecto los Remitentes que tengan Capacidad Disponible Secundaria y Derechos de Suministro de Gas podrán comercializar libremente sus derechos contractuales con otros Remitentes.

Contratos a Firme:

El transporte no es interrumpible por parte del transportista salvo casos de emergencia y fuerza mayor.

Contratos Interrumpibles:

El transporte puede ser interrumpido por el transportista mediante el correspondiente aviso al remitente.

Luego que el Centro Principal de Control a cargo de la operación del gasoducto atienda las obligaciones de los contratos de transporte de gas natural en firme, verifique las liberaciones de capacidad efectuadas por los remitentes que tienen contrato de transporte de gas natural en firme y las obligaciones de los demás servicios establecidos para cada tramo (desvíos, ocasionales, parqueo etc.), asigna la capacidad restante a aquellos remitentes con contratos interrumpibles

El servicio de transporte es ciento por ciento (100%) interrumpible por cualquiera de las Partes en cualquier momento y por cualquier motivo, sin dar lugar a algún tipo de compensación de la parte que suspende el servicio.

18 El Reglamento define: Capacidad Contratada: Capacidad de transporte de Gas Natural que el Remitente contrata con el Transportador para el Servicio de Transporte expresada en miles de pies cúbicos estándar por día (KPCD) o en sus unidades equivalentes en el Sistema Internacional de Unidades. Capacidad Disponible Primaria: Es aquella capacidad que dispone el Transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida como Capacidad Firme. Capacidad Disponible Secundaria: Es aquella Capacidad Firme que el Remitente no proyecte utilizar y que de acuerdo con los derechos otorgados por el contrato de transporte suscrito puede ceder o vender a Remitentes Reemplazantes. Capacidad Firme: Capacidad que de acuerdo con los contratos suscritos no es interrumpible por parte del Transportador, salvo en casos de emergencia o de fuerza mayor. Capacidad Interrumpible: Capacidad contratada que de acuerdo con los contratos suscritos prevé y permite interrupciones por parte del Transportador mediante el correspondiente aviso al Remitente. Capacidad Futura: Es aquella capacidad producto de ampliaciones de la capacidad de transporte de los gasoductos. Capacidad Liberada: Es la Capacidad Disponible Secundaria que el Remitente ha cedido o revendido a Remitentes Reemplazantes. Capacidad Programada: Capacidad de transporte de un gasoducto que se ha previsto utilizar horariamente en el Programa de Transporte elaborado por cada CPC para el siguiente Día de Gas con base en el Ciclo de Nominación de Transporte


140

Respecto a las tarifas, la política comercial de TGI (Transportadora de Gas del Interior) contempla:

Tarifas base: TGI S.A. ESP define por lo menos una vez al año, la tarifa mínima para el servicio de transporte de tipo interrumpible.

Tarifa final: Mediante el mecanismo de subasta TGI S.A .ESP busca maximizar la tarifa de asignación de este servicio, la cual no podrá ser inferior a la tarifa base establecida por TGI S.A .ESP.

En relación al volumen, se puede negociar cualquier volumen requerido por el remitente, dependiendo de las condiciones operativas del sistema de transporte. Se ofrece el servicio de transporte de gas natural de tipo interrumpible en todos los tramos de gasoductos administrados por TGI independientemente de si existe o no Capacidad Disponible Primaria y siempre y cuando no exista liberación de capacidad.

7.5.3. Composición del Precio de Gas Natural

Producción: Precio bajo supervisión de la CREG con liberalización de precios siempre que existan las condiciones de competencia para su determinación

Transporte: Regulado por la CREG de acuerdo a distancia en el transporte

Distribución: Regulado por la CREG que permite estructurar tarifas diferenciales por rangos de consumo

Comercialización: Regulado por la CREG


•

Si bien el control de precios a nivel de boca de pozo tiene como objetivo la protección al usuario; sin embargo puede ocurrir que en aras de dicha protección se establezcan unos precios que no incentiven la inversión en exploración y producción y por consiguiente no le brinden al mercado los volúmenes de gas requeridos para atender la demanda. Por ejemplo el caso de Cusiana-Cupiagua refleja un esquema de precios donde las señales iniciales resultaron insuficientes para instalar la Planta de Tratamiento de Cusiana (se instaló el 2005, con un retraso de cuatro años con respecto a la fecha prevista inicialmente) así como también en el sistema de gas en el interior del país se tuvo que afrontar situaciones de déficit por limitaciones de la producción de ECOPETROL para atender consumos de nuevos clientes, en particular industriales.

Control de precios de gas natural en boca de pozo:

Asimismo, el control de precios en boca de pozo no permitiría revertir la tendencia de disminución de la relación R/P, cuyo valor actualmente está calculado en 14.94 años (señal clara sobre la suficiencia de las reservas para atender la demanda nacional de gas)


141

Por tanto, mantener la señal de precios controlados para el gas de La Guajira podría limitar el emprendimiento de nueva actividad exploratoria en la zona, toda vez que cualquier descubrimiento de gas natural tendría precio libre según la regulación vigente, y se verían obligados a competir con el campo Guajira de precio regulado. Es de anotar que los costos de desarrollo de los nuevos campos seguramente serán superiores a los actuales costos de producción de gas Guajira.

La UPME propone establecer otro mecanismo que defina una regla de juego de largo plazo, por ejemplo que la liberación de precios del gas de La Guajira quede condicionada a la existencia de al menos un campo nuevo de tamaño comercial que se constituya en alternativa de oferta al mercado atendido por el Campo Guajira. Por tanto, los inversionistas tendrán claridad desde ahora en cuanto a la señal de precios de este campo, con lo cual se elimina la incertidumbre para la aplicación del esquema de liberación de precios.

•

Las esquemas “take or pay” (pague lo contratado) y “take and pay” (pague lo consumido) no permiten un balance de riesgos comerciales entre el productor comercializador y los clientes finales (especialmente, los generadores termoeléctricos).

Contratos de suministro de gas natural:

En la modalidad take or pay los riesgos son asumidos por los generadores termoeléctricos mientras que en la modalidad take and pay los riesgos son asumidos por los productores comercializadores porque tienen la responsabilidad de garantizar firmeza en el suministro de gas natural (en tanto existan reservas y el suministro sea técnicamente factible).

•

Debido a que los cargos fijos y variables, así como los conceptos de cargo estampilla que están organizados en parejas los riesgos no son simétricos:

Remuneración del transporte por distancia:

En un esquema que remunera el servicio de transporte mediante la aplicación del 100% de cargo fijo y 0% de cargo variable, el riesgo lo asume el remitente por cuanto el transportador recibe el pago del servicio independientemente del volumen de gas transportado.

En otro esquema con 0% de cargo fijo y 100% de cargo variable variable, el riesgo recae totalmente en el transportador por cuanto éste recibe el pago de su servicio únicamente cuando se transporta el gas.

Por tanto, la distancia es la señal para la fijación de las tarifas que debe reflejar los costos del servicio de transporte. La implicancia de este tipo de remuneración hace que la ampliación del sistema de transporte se pueda dar cuando los contratos brinden las garantías necesarias al transportador y este cuente con volumen que justifique las ampliaciones en la capacidad de transporte (entran en servicio cuando el balance de la oferta y demanda de gas lo requiera).


142

•

El distribuidor puede estructurar tarifas diferenciales por rangos de consumo de manera que los ingresos totales no superen los que corresponderían al cargo promedio de distribución. Estas tarifas diferenciadas podrían hacer que los precios del sector regulado terminen apalancando los precios del sector no regulado por las limitantes en los sustitutos en este segmento del mercado.

Discriminación tarifaria por volumen en la distribución:

Esto puede darse en la medida que es difícil verificar el cumplimiento del principio de neutralidad hacia los consumidores por parte de los distribuidores debido a que un consumidor no tiene los elementos de juicio necesarios para verificar si esta siendo tratado en igualdad de condiciones respecto a otros consumidores con consumos similares.

Asimismo, esta discriminación de precios permite al distribuidor establecer tarifas por volumen, lo que dificulta aún más los procesos de competencia por cuanto el distribuidor puede establecer para su propio mercado la “canasta de tarifas” que más le convenga a sus intereses y que además le permita neutralizar la incursión de comercializadores independientes.

7.6. Perspectivas del Mercado


7.6.1. Regulación

De acuerdo al Plan Energético Nacional de 2006 – 2025, se contempla una serie de acciones que coadyuven a alcanzar el objetivo central de maximizar la contribución del sector energético en el desarrollo sostenible de Colombia y que tiene cinco objetivos principales:

1. Asegurar la disponibilidad y el pleno abastecimiento de los recursos energéticos para atender la demanda nacional y garantizar la sostenibilidad del sector energético en el largo plazo

2. Consolidar la integración energética regional

3. Consolidar esquemas de competencia en los mercados

4. Formación de precios de mercado de los energéticos que aseguren competitividad y uso racional de la energía.

5. Maximizar cobertura con desarrollo local

Dentro de las estrategias a ser implementadas en el sub sector hidrocarburos tenemos:


143

• Mantener condiciones atractivas para asegurar inversiones en exploración y producción de hidrocarburos que permitan el descubrimiento de nuevas reservas.

Corto Plazo

• Desarrollar mecanismos en el marco contractual de exploración y explotación de hidrocarburos tendientes a establecer condiciones que aseguren la atención prioritaria de la demanda interna de gas natural. Realizar estudios que analicen las implicancias de importar gas natural en el precio final interno en Colombia.

• Definir criterios para desarrollar una planeación que asegurare el abastecimiento local. Establecer en forma explícita la prioridad de atención de la demanda nacional de gas natural.

• En la actividad de transporte, explorar nuevos modelos regulatorios con el propósito de garantizar la expansión de la infraestructura y disponer de ella cuando la demanda lo requiera.

• Evaluar y definir criterios y mecanismos para el fácil acceso de Colombia a los mercados internacionales del gas natural como GNC o el GNL. Analizar la opción de instalar una planta de regasificación, con el propósito de servir de respaldo en caso de no incorporar nuevas reversas de gas. En el escenario de declinación de reservas la prospectiva muestra su necesidad antes del 2018.

Largo Plazo

• Evaluar la conveniencia de utilizar una tarifa estampilla calculada sobre la totalidad del sistema, con el fin de equilibrar la distribución regional de gas natural abriendo posibilidades para el desarrollo de nuevos mercados.

7.6.2. Demanda

De acuerdo al escenario base del Plan Energético Nacional 2006 – 2025 para el escenario base, los requerimientos de gas natural en los próximos años muestran una tasa de crecimiento promedio anual del orden de 3.1%, con lo cual la demanda interna superará los 1,200 MPCD hacia el 2025, incluyendo las exportaciones a Venezuela durante 4 años a partir del 2008. Los sectores de transporte y de generación eléctrica implican un crecimiento promedio anual del 3.8% y 4.1% respectivamente, en tanto que los sectores industrial y residencial representan tasas de incremento interanual cercanas al 2.3% (Figura 7-10).


144

Figura 7-10: Pronóstico de la demanda de gas natural Fuente: Plan Energético Nacional 20036 – 2025. UPME

Asimismo, en términos relativos, el sector térmico gana cerca de 6 puntos porcentuales en el periodo de análisis, al pasar de consumir un 23.7% del total de gas natural en 2006 al 29.6% en el 2025, lo que en términos absolutos significa un incremento de 200 MPCD. En el sector industrial se presenta reducción de la participación relativa al pasar de consumir el 53.4% en 2006 al 48.5% en 2025, aunque en términos absolutos se requieran 230 MPCD más que al inicio del periodo de estudio.

Tabla 7-12: Participación sectorial del consumo de gas natural Fuente: Plan Energético Nacional 20036 – 2025. UPME

7.6.3. Oferta

Las nuevas reservas de gas natural se concentran básicamente en las cuencas de la Guajira y el Piedemonte Llanero y se incorporan nuevas en otras áreas, resultando de particular importancia la cuenca del Sinú. Asimismo, de acuerdo al Plan Energético Nacional 2006 – 2025, en la Figura 7-11 se presenta los perfiles de producción del gas natural para el período 2007 – 2025 para los distintos escenarios.


145

Figura 7-11: Pronóstico de producción de gas natural Fuente: Plan Energético Nacional 20036 – 2025. UPME

7.6.4. Abastecimiento Interno de Gas Natural El Ministerio de Minas y Energía mediante Decreto 2687 estableció los instrumentos para asegurar el abastecimiento de gas natural en Colombia. Estas medidas fueron necesarias para establecer la situación real de abastecimiento del gas natural en Colombia de manera de tomar las previsiones necesarias para garantizar la continuidad del servicio público de gas natural. Mediante Resolución 18 1532 del 11 de Setiembre de 2008, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Declaración de Producción de gas natural, en cumplimiento de lo previsto en el Artículo 9 del Decreto 2687 de 2008. Dicho artículo establece la obligación de los productores y productores comercializadores de declarar al Ministerio de Minas y Energía (i) la Producción Disponible para Ofertar en Firme, (ii) la Producción Disponible para Ofertar Interrumpible, (iii) la Producción Comprometida debidamente discriminada (consumo interno y consumo externo) y, (iv) el Potencial de Producción de gas natural de cada campo. La Tabla 7-13 muestra la declaración de producción para los campos del Guajira.

Tabla 7-13: Declaración de producción de gas natural Fuente: Resolución 18 1532 MME – 11-09-08


146

7.6.5. Exportaciones de Gas Natural

De acuerdo a Tabla 7-13, podemos concluir que las exportaciones de gas natural provenientes de los campos del Guajira están comprometidas a firme hasta el año 2011 (100,000 Millones de BTUD), asimismo para los otros campos de explotación de gas natural no se tiene comprometido producción de gas natural para fines de exportación.

7.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado

En esta sección se presenta la actualización de las perspectivas del mercado en el mediano y largo plazo.

7.7.1. Balance Oferta – Demanda De acuerdo al documento “Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia” de la Asociación Colombiana de Gas Natural (NATURGAS) de Noviembre de 2008. Este documento fue desarrollado con los aportes de la UPME y contempla tres escenarios: • P10: Escenario con alta probabilidad de ocurrencia. • P50: Escenario de mayor probabilidad de ocurrencia. • P90: Escenario de baja probabilidad de ocurrencia Dentro de los supuestos de Oferta del estudio tenemos: • Se mantienen los supuestos de perfiles de producción reportados en el Estudio de

Mayo de 2008: o Campos del interior. (BP-ECOPETROL S..A.) o Campo La Creciente. (Pacific Rubiales Energy) o Asociación Guajira. (Chevron-ECOPETROL)

• Ampliaciones Cusiana. o 70 MPCD Diciembre 2009 o 140 MPCD Marzo 2011 o 70 MPCD Mayo 2017

• Importaciones de Venezuela según contrato vigente. Dentro de los supuestos de Demanda del estudio tenemos: • Segmento Residencial y Comercial: Proyección NATURGAS para el escenario P10

y proyecciones UPME para escenario P50 y P90 • Segmento Gas Natural Vehicular: 3 escenarios calculados por NATURGAS y los

agentes: o P10, 300.000 Vehículos adicionales; o P50, 400.000 Vehículos adicionales; y o P90 600.000 convertidos.

• Segmento Industrial: Escenarios UPME mas algunos proyectos puntuales en la costa en el escenario P90.

• Segmento de Petroquímica: El eventual proyecto de Ecopetrol no se involucró en la estimación de ningún escenario.

• Segmento de Refinería: Responde al plan maestro de Cartagena y Barranca. • Segmento Eléctrico: Supuestos de la UPME para Plan de Expansión del sector

eléctrico definidos en Julio de 2008.


147

• Exportaciones a Venezuela: De acuerdo con compromisos contractuales y/o por demanda.

La siguiente Figura 7-12 muestra los pronóstico de demanda para el período 2008 – 2020, se espera un crecimiento de 41.7% de los requerimientos de energía (916 GBTU/d en el 2008 a 1298 GBTU/d en el 2020). • El segmento industrial es el segmento de consumo con mayor participación en la

demanda total, con una participación del 31%. • Las exportaciones de gas natural a Venezuela concluyen en el 2012. • El segmento de gas natural vehicular es el segmento de demanda que más crece

en dicho período (9% en el 2008 a 18% en el 2020). • El segmento de la demanda para la generación eléctrica experimenta una

disminución en la participación de la demanda total; en el 2008 participa con el 18% mientras que en el 2020 participa con el 13%.

Figura 7-12: Pronóstico de demanda de gas natural (GBTU/d) Fuente: Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia. NATURGAS La Tabla 7-14 presenta la oferta de gas natural en el 2008 que sirven de base para el pronóstico de la oferta de gas natural para el período 2008 – 2020 con las siguientes adiciones de oferta del campo de Cusiana: • 70 MPCD Diciembre 2009 • 140 MPCD Marzo 2011 • 70 MPCD Mayo 2017 Con lo cual tenemos el balance de oferta demanda de gas natural que se presenta en la Figura 7-13, tal como podemos apreciar la demanda podría superar la oferta en el año 2017.


148

Tabla 7-14: Oferta de gas natural Fuente: Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia. NATURGAS

Figura 7-13: Pronóstico de Balance Oferta - Demanda de Gas Natural (GBTU/d) Fuente: Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia. NATURGAS


149

7.7.2. Plan de Inversiones de Ecopetrol De acuerdo a información de Ecopetrol (18-12-2008), esta empresa presentó su plan de inversiones para el año 2009 que será de US$ 6224 millones, lo que representa un incremento de 35% frente a los US$4.621 millones estimados para 2008 y más de tres veces lo invertido en 2007. Las inversiones en exploración y producción representan el 60,5% del total del portafolio de 2009. El mayor porcentaje de inversiones para el área de producción se destinará a los Llanos Orientales y el Magdalena Medio con el fin de continuar con la expansión y desarrollo de crudos pesados y los campos maduros. Este plan de inversiones esta alineado con la estrategia de crecimiento de Ecopetrol que tiene como visión en el 2015 ser una empresa global de energía, con una producción de un millón de barriles de petróleo equivalente, una mayor presencia internacional y un portafolio consolidado en biocombustibles, refinación y petroquímica Los montos de inversión para el 2009 son: o Exploración y nuevos negocios 1.049 millones de dólares o Producción 2.715 millones de dólares o Refinación y Petroquímica 814 millones de dólares o Transporte 598 millones de dólares o Otras inversiones 178 millones de dólares o Otras adquisiciones 870 millones de dólares o Total 6.224 millones de dólares En lo que respecta a incrementar la producción de petróleo crudo y gas natural para llevarla a 457 mil barriles por día equivalentes de petróleo (kbpde), cabe señalar que a Octubre 2008, la producción de Ecopetrol fue de 446 Kbpde frente a una meta propuesta al inicio del año de 425Kbpde. Para este incremento de producción Ecopetrol invertirá US$ 2715 millones. Cabe señalar que de acuerdo a un análisis de BNamericas del 31 de Diciembre de 2008, consideran que las inversiones en Colombia podrían retrazarse por los menores precios del petróleo y la crisis financiera mundial. Al respecto señalan la coyuntura actual podría afectar a las numerosas empresas junior que operan en Colombia y en el caso de Ecopetrol quizás tengan que posponer sus planes de desarrollo de cuencas maduras y bloques de crudo pesado que son una extensión de la prolífica faja venezolana del Orinoco.

7.7.3. Cambios Regulatorios Dentro de los últimos cambios regulatorios tenemos: Resolución 157-2008 CREG (05-12-2008): Proyecto de resolución por la cual se define la metodología para determinar el costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.


150

• Este proyecto de resolución establece que la tasa de costo de capital para

remunerar la actividad de transporte de gas natural se determinará siguiendo la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital.

• La tasa de descuento para cargos fijos que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente periodo tarifario, será la que se obtenga de restarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital.

• La tasa de descuento para cargos variables que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente periodo tarifario, será la que se obtenga de sumarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital

• Los cargos fijos y variables que remuneran la inversión asociada a la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente periodo tarifario, estarán expresados en dólares americanos.

Resolución 136-2008 CREG (04-11-2008): Se establecen las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la formula tarifaria que se utilizarán en el siguiente periodo tarifario. • Se propone continuar con la metodología de precio máximo, modificando el cálculo

de costos medios de mediano plazo por uno de costo histórico o de corte transversal que se base en inversión existente y en las demandas atendidas con la infraestructura existente, dado el grado de madurez del sector. Para los mercados nuevos, es decir donde se vaya a iniciar la prestación del servicio en el siguiente periodo tarifario se mantendrá la metodología de costo medio de mediano plazo por un solo período tarifario.

• Se analizará la conveniencia de que para los mercados existentes el cargo de distribución se calcule con la demanda real obtenida en el último año antes de la solicitud tarifaria. En opinión de la CREG esto permitirá eliminar la incertidumbre que genera las proyecciones de demanda, así como el requerimiento de hacer revisiones del cargo a mitad de periodo tarifario. Además dará una señal para una expansión eficiente del servicio. Asimismo, para los mercados nuevos y de los cuales no se tiene información se utilizará para la aprobación de cargos las proyecciones de demanda.

• Se analizará la conveniencia de que el factor X sea aplicado solo al componente de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM); considerando que para los activos existentes como la red, el distribuidor tiene poco margen de maniobra asimismo los avances tecnológicos tienen más impacto en las actividades de AOM. Cabe señalar que en la metodología actual, el factor X remunera también la inversión.

• Se realizará un estudio que determine los mecanismos para asegurar la confiabilidad, los límites económicos que definirán los mecanismos complementarios que garanticen la continuidad del servicio, metodología que establezca los programas que deben requerirse para el reconocimiento de la infraestructura que asegure continuidad del servicio, metodología que debe contemplar las alternativas posibles para garantizar la continuidad y confiabilidad, las valoraciones de dichas alternativas, la inclusión de estos mecanismos dentro de la formula tarifaria y otras modificaciones regulatorias que sean necesarias. Al respecto la Resolución CREG 075 de 2008, propone herramientas para garantizar la continuidad del servicio del Comercializador como por ejemplo: contratos en firme, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo, uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible y la infraestructura requerida.


151

• Se revisará el valor reconocido como margen operacional de comercialización y se tendrá en cuenta la incorporación del riesgo de cartera, el cual considera las características propias de la actividad de comercialización; uno de los riesgos a los que esta sujeto el prestador del servicio de comercialización es la no recuperación de la cartera vencida, a pesar de la gestión realizada para recuperarla.

Circular 18 031 del Ministerio de Minas y Energía (04-07-2008): El Ministerio de Minas y Energía informó a los productores, distribuidores, comercializadores de gas natural y público en general las reservar oficiales de gas natural en Colombia al 31 de Diciembre de 2007: • Reservas de Referencia - RR. Las Reservas de Referencia a 31 de diciembre de

2007son 3.881,35 GPC (Giga Pies Cúbicos) • Producción de Referencia - PRo La Producción de Referencia para el año 2008

corresponde a 398.51 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) • Factor RlP de Referencia - RlP ..,EIFactor R/P de Referencia a 30 de mayo del año

2008 corresponde a 9.74 años. Compuesta por: • Reservas de Referencia - RR- Guajira. Las Reservas de Referencia a 31 de

diciembre de 2007 son 2375.13 GPC (Giga Pies Cúbicos) • Producción de Referencia - PR-Guajira. La Producción de Referencia para el año

2008 • corresponde a 226.14 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) • Factor RlP de Referencia - RlP - Guajira. El Factor R/P de Referencia a 30 de

mayo del año 2008 corresponde a 10.50 años. • Reservas de Referencia - RR- Cusiana. Las Reservas de Referencia a 31 de

diciembre de 2007 son 921.19 GPC (Giga Pies Cúbicos) • Producción de Referencia - PR- Cusiana. La Producción de Referencia para el año

2008 corresponde a 125.27 GPC/año (Giga Pies Cúbicos por año) • Factor RlP de Referencia - RlP- Cusiana. El Factor RlP de Referencia a 30 de

mayo del año 2008 corresponde a 7.36 años.


152

8. ME R C ADO DE G AS NA TUR A L DE E C UADOR

8.1. Introducción

8.1.1. Participación del sector hidrocarburos en el Producto Bruto Interno

El sector hidrocarburos explica el 20% del producto bruto interno Ecuatoriano tal como se puede apreciar en la Figura 8-1, por tanto su importancia en las decisiones de política económica y energética en dicho país.

Participación de la extracción de petróleo crudo, gas natural y actividades de servicios relacionadas en el Producto Bruto Interno (Precios de 2000)

19.220.6 20.6 20.2

19.2 18.620.1

21.120.2

18.9 19.4

22.521.5 20.9

19.4

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 (sd)

2006 (sd)

2007 (p)

%

Figura 8-1: El sector hidrocarburos en la economía Ecuatoriana Fuente: Banco Central de Ecuador Elaboración: MRCS

8.1.2. El gas natural en el Ecuador

Mogollón (2005) establece que en Ecuador las cuencas petroleras sedimentarias (off shore) del Oriente, Guayaquil, registran simultáneamente dotaciones importantes de gas natural, en especial en aquellas explotaciones donde el petróleo es del tipo medio-ligero de 28 grados API en promedio. Esos yacimientos son explotados desde 1972, en su mayoría por Petroproducción (empresa estatal de petróleo de Ecuador). En superficie el gas natural es separado del petróleo en las estaciones de producción, constituyendo de esa manera la fuente nacional de gas natural.

Sin embargo a pesar de las reservas estimadas y la capacidad productiva de gas natural éste recurso no es explotado en la actualidad salvo en la generación de energía eléctrica en la central termoeléctrica de Machala. El transporte y distribución de gas natural no se ha desarrollado en Ecuador.

El petróleo es el principal recurso que se produce en Ecuador en el sector energético, tiene una participación del 89.3%, en segundo lugar encontramos el gas natural con una participación del 6.6% para el año 2005, tal como se observa en la Figura 8-2.


153

Producción de Energía PrimariaEcuador

2005

Gas Natural6.6%

Petróleo89.3%

Hidroenergía2.4%

PrimariasOtras0.0%

Prod. Caña1.0%

Leña0.7%

Figura 8-2: Producción energética en Ecuador 2005 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS El petróleo, la hidroenergía y el gas natural participan con el 80.9, 7.5 y 6.2% en la matriz energética de Ecuador (Figura 8-3). En el 2005 sólo se utilizaron el 30% (4436 kbpe) de la producción de gas natural (se produjeron 14731 kbpe).

Oferta Total de Energía Ecuador - 2005

Petróleo80.9%

Gas Natural6.2%

PrimariasOtras0.0%

Hidroenergía7.5%

Prod. Caña3.1%

Leña2.3%

Figura 8-3: Matriz Energética de Ecuador 2005 Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005 OLADE Elaboración: MRCS En el 2005 se exportaron el 67.8% (135,596 kbpe) de la producción de petróleo (200,073 kbpe), que convierten a Ecuador en un país exportador de dicho hidrocarburo.


154

8.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural

Se muestra la composición del Mercado de Gas Natural Ecuatoriano; se describe la organización del mercado, los entes que participan en ellas como las entidades normativas, regulatorias, fiscalización y planeación y las empresas del sector.

Dentro de los organismos que participan en el sector hidrocarburos en Ecuador tenemos:

El Ministerio de Minas y Energía Dirección Nacional de Hidrocarburos

Empresas del sector:

Aún no se tienen empresas transportistas ni distribuidores de gas natural por ductos.


Para la descripción de la organización del mercado utilizaremos los reglamentos de comercialización de gas natural para el sector residencial y comercial (Acuerdo N°127 del Ministerio de Minas y Petróleo) y para el mercado industrial (Acuerdo N°128 del Ministerio de Minas y Petróleo) y la comercialización de gas natural:

En ambos reglamentos la actividad de comercialización de gas natural para el sector industrial y residencial – comercial comprende las siguientes actividades:19

Adquisición en el Ecuador o en el exterior

Importación Almacenamiento Transporte Distribución: En el caso de la venta para el sector residencial y comercial puede utilizarse un sistema alterno al uso de ductos.

Estas actividades pueden ser ejercidas en su conjunto o individualmente. Se establece que todas las actividades de comercialización de gas natural, realizadas por personas jurídicas, nacionales o extranjeras, o asociaciones de estas, que tengan o no contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, asumirán la responsabilidad y riesgos exclusivos de su inversión, sin comprometer recursos públicos, de conformidad con lo previsto en el presente reglamento. Se consideran derivados de gas natural a los productos resultantes de todo proceso industrial o de su acondicionamiento.

19 Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para el Mercado Industrial Artículo 2°.- Actividades comprendidas: Para efectos de este reglamento, la comercialización de gas natural para el mercado industrial comprende las actividades de adquisición, en el Ecuador o en el exterior, importación, almacenamiento, transporte, distribución y venta al consumidor industrial, según corresponda. Estas actividades pueden ser ejercidas en su conjunto o individualmente, para cuyo efecto se observarán los requisitos específicos previstos en este reglamento. Todas las actividades de comercialización de gas natural, realizadas por personas jurídicas, nacionales o extranjeras, o asociaciones de estas, que tengan o no contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, asumirán la responsabilidad y riesgos exclusivos de su inversión, sin comprometer recursos públicos, de conformidad con lo previsto en el presente reglamento. Se consideran derivados de gas natural a los productos resultantes de todo proceso industrial o de su acondicionamiento.


155

8.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización

Dentro de los organismos que participan en el sector hidrocarburos en Ecuador tenemos:

El Ministerio de Minas y Petróleo:

Es el organismo del poder ejecutivo encargado de la ejecución de la política de hidrocarburos aprobada por el Presidente de la República, así como de la aplicación de la presente Ley para lo cual está facultado para dictar los reglamentos y disposiciones que se requieran, y a organizar en su Ministerio los Departamentos Técnicos y Administrativos que fueren necesarios y proveerlos de los elementos adecuados para desempeñar sus funciones.

El sector hidrocarburos es normado por el ministerio de energía y minas en lo concerniente a la prospección, exploración, explotación, refinación, industrialización, almacenamiento, transporte y comercialización de los hidrocarburos y de sus derivados, en el ámbito de su competencia.

Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH):

La Dirección Nacional de Hidrocarburos es el organismo técnico - administrativo dependiente del Ministerio de Minas y Petróleo que controla y fiscaliza las operaciones de hidrocarburos en forma directa o mediante la contratación de profesionales, firmas o empresas nacionales o extranjeras especializadas.

Asimismo, la Dirección Nacional de Hidrocarburos vela por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y seguridad, sobre la base de los reglamentos que expida el Ministro del ramo.


No se tiene un sistema de transporte de gas natural, sólo existe el ducto de gas natural que conecta el gas natural producido en los pozos del campo Amistad y la planta termoeléctrica de Machala Power (Planta de Generación Eléctrica con 2 Turbinas GE Frame-6, 130 MW. ( 35mmpcd)). El gasoducto tiene una longitud terrestre de 2.98 km, diámetro 12”, profundidad 1.5 m. y en la parte submarina una longitud de 65 km, diámetro 12”, enterrado a 1 m. del lecho marino.


Es la persona jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, que produce gas natural en el Ecuador o en cualquier otro país.

Productores

Transportistas


156

Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, legalmente establecidas en el país, autorizadas por el Ministerio de Minas y Petróleos, responsables de la transportación del gas natural por cualquier medio de transporte.

Es persona jurídica que realiza la actividad por la cual se suministra gas natural a un consumidor a través de un sistema de distribución. Esta actividad puede ser ejercida por un comercializador

Distribuidores

Es la persona jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, legalmente establecida en el país, prestadora del servicio público de comercialización de Gas Natural, calificada y autorizada por el Ministerio de Minas y Petróleos. Se incluye a la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador, PETROECUADOR.

Comercializadores

Consumidor industrial

Es la persona jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, legalmente establecida en el país, que adquiere al productor o a la comercializadora de gas natural en el Ecuador o en el extranjero, y que lo utiliza exclusivamente para su consumo, ya sea para la generación de energía eléctrica, generación de calor o procesos industriales.

.



8.3.1. Regulación En cuanto a la política energética orientada hacia el desarrollo de la industria del gas natural podemos señalar que Ecuador se encuentra implementando la regulación específica para la industria del gas natural:

• Mediante acuerdo ministerial No. 048, publicado en el Registro Oficial No. 74 de 30 de abril del 2007, se expidió el Reglamento para la construcción y operación de gasoductos secundarios privados y la prestación del correspondiente servicio de transporte de gas natural.

• Mediante acuerdo N°126 el Ministerio de Minas y Petróleo expidió el Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para uso en vehículos automotores (02 de Abril de 2008).

• Mediante acuerdo N°127 el Ministerio de Minas y Petróleo expidió el Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para uso Residencial y Comercial (02 de Abril de 2008).

• Mediante acuerdo N°128 el Ministerio de Minas y Petróleo expidió el Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para el Mercado Industrial (02 de Abril de 2008).


157

8.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Marcado

Comercializador en el Mercado Industrial:

Dentro de la documentación técnica a presentar tenemos:

El Artículo 16° del Reglamento de Comercialización de Gas Natural para la Comercialización de Gas Natural para el Mercado Industrial estable que el comercializador es la persona jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, interesadas en obtener la calificación y autorización para comercializar gas natural. El comercializador debe presentar al Ministro de Minas y Petróleos una solicitud para operar, para ello debe presentar documentación de carácter económica, financiera y técnica.

El comercializador debe precisar las actividades que desarrollará, precisando si requiere adicionalmente de calificación y autorización como transportista a fin de que pueda realizar también estas actividades y señalando los medios de transporte que utilizará.

Con relación a los Medios de Transporte que utilizará:

• Si fueren propios y no estuvieren todavía inscritos en el Registro de Hidrocarburos, deberán cumplir con el procedimiento que establezca la respectiva normativa que le fuere aplicable según el tipo del medio de transporte de que se trate;

• Si estuvieren inscritos, presentará copia del registro correspondiente.

• Si fueren de propiedad de terceros deberá presentar copia del contrato suscrito con el propietario del correspondiente medio de transporte.

Memoria técnica descriptiva de la operación, señalando:

• Plazo de operación del proyecto y el de la calificación y autorización que solicita, que no podrá exceder de veinticinco años.

• Proceso de adquisición, importación y transporte a Ecuador, con especificación del productor al que comprará el gas natural, el punto de entrega, punto de recepción, punto de importación, el estado físico en el que se almacenará y/o transportará el gas natural, y, si fuere el caso, los medios de transporte, planta de abastecimiento y planta de almacenamiento que utilizará, precisando si serán propios o pertenecerán a terceros, en cuyo caso indicará el nombre del transportista u operador. Todo lo anterior lo presentará si correspondiere según el alcance del proyecto y con sujeción a este. Ingeniería básica del proyecto.

• Determinación de los sistemas a emplearse en la medición de caudal, totalización del consumo volumétrico, y control del poder calórico volumétrico del gas natural.

• Aprobación de la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Minas y Petróleos del Estudio de Impacto Ambiental y de los correspondientes


158

planes de manejo ambiental de acuerdo con la Ley de Gestión Ambiental y el Reglamento Sustitutivo del Reglamento ambiental para las operaciones hidrocarburíferas, respecto de las instalaciones y medios de transporte, y la respectiva licencia ambiental, en caso de ser necesario.

• El contrato o compromiso de suministro de gas natural celebrados con el respectivo productor.

• La determinación de los sistemas a emplearse para el control de calidad y volumen de gas natural y de los procedimientos de inspección a realizarse.

• Las normas técnicas internacionales aplicadas al proyecto, en archivo digital.

El Artículo 16° del Reglamento de Comercialización de Gas Natural para la Comercialización de Gas Natural para el Sector Residencial y Comercial estable que el comercializador es la persona jurídica, nacional o extranjera, legalmente establecidas o domiciliadas en el país, o asociaciones de estas personas, interesadas en obtener la calificación y autorización para comercializar gas natural para el sector residencial y comercial. Para ello el Comercializador debe presentar una solicitud al Ministro de Minas y Petróleos para operar.

Comercializador en el Mercado Residencial y Comercial:

Documentación técnica que deberá ser presentada:

Memoria técnica de las actividades que desarrollará, precisando los sistemas de distribución a utilizar.

Con relación a los sistemas de distribución que utilizará:

• Si fueren propios, deberán cumplir con el procedimiento para inscribir en el Registro de Hidrocarburos conforme con la normativa que le fuere aplicable y según el Sistema de Distribución que se trate; y, si estuvieren inscritos, presentarán una copia certificada del registro correspondiente.

• Si fueren de propiedad de terceros, deberán presentar copia del contrato suscrito con el propietario del sistema de distribución y del registro correspondiente.

Memoria técnica descriptiva de la operación, señalando:

• Plazo de operación, de la calificación y autorización que solicita, que no podrá exceder de veinticinco años.

• En caso de importar gas natural al Ecuador, se especificará el proceso de adquisición e importación, señalando el productor al que comprará el gas natural, el punto de entrega, punto de importación, el estado físico en el que se almacenará el gas natural, sistemas de distribución, planta de abastecimiento, planta de almacenamiento, centros de acopio que utilizará, precisando si serán


159

propios o pertenecerán a terceros. Todo lo anterior lo presentará, si correspondiere.

• Ingeniería básica del proyecto.

• Determinación en la entrega y recepción del producto de los sistemas a emplearse en la medición de volumen, medición de caudal, totalización del consumo volumétrico, y control del poder calórico volumétrico del gas natural.

• Aprobación del Estudio de Impacto Ambiental y de sus correspondientes planes de manejo, de acuerdo con la Ley de Gestión Ambiental y el Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas, con respecto a las instalaciones y Sistemas de Distribución, además de la licencia ambiental, en caso de ser necesario.

• Para las plantas de abastecimiento, plantas de almacenamiento y centros de acopio se presentará la descripción y memoria técnica, con la identificación de su ubicación, capacidad de almacenamiento, sistemas de seguridad y sistemas de protección ambiental, con el detalle de las instalaciones, equipos y servicios complementarios, según corresponda.

• Certificado de conformidad de una empresa inspectora (certificadora), independiente, facultada para el efecto, de que las instalaciones y el Sistema de distribución a utilizar se apegan a las normas de calidad y de seguridad industrial vigentes.

• El contrato o compromiso celebrados para el suministro de gas natural.

• La determinación de los sistemas a emplearse para el control de calidad y volumen del gas natural y de los procedimientos de inspección a realizarse.


El Artículo 18° del Reglamento de Comercialización de Gas Natural para la Comercialización de Gas Natural para el Mercado Industrial estable establece que los precios de venta del gas natural importado para el mercado industrial se establecerán de acuerdo a la libre oferta y demanda. Sin embargo de producirse abuso de posición de dominio del Comercializador el Ministerio de Minas y Petróleos podrá fijar precios referenciales a fin de evitar cualquier desabastecimiento deliberado que pueda producirse en el mercado interno.

Mercado Industrial:

En el caso de la fijación del precio del gas natural proveniente de los campos operados por PETROPRODUCCION y/o las compañías contratistas que tengan suscritos contratos con el Estado Ecuatoriano será motivo de acuerdos especiales, considerando entre otras variables, los costos de extracción y producción correspondientes, incluyendo una utilidad razonable para las partes. Tales precios serán aprobados por el Ministerio de Minas y Petróleos.


160

El Artículo 12° del Reglamento de Comercialización de Gas Natural para la Comercialización de Gas Natural para el Sector Residencial y Comercial establece que el precio de venta al consumidor del gas natural importado se establecerá de acuerdo a la libre oferta y demanda. Sin embargo de producirse abuso de posición de dominio del Comercializador el Ministerio de Minas y Petróleos podrá fijar precios referenciales a fin de evitar cualquier desabastecimiento deliberado que pueda producirse en el mercado interno.

Sector Residencial y Comercial:

En el caso de la fijación del precio del gas natural proveniente de los campos operados por PETROPRODUCCION y/o las compañías contratistas que tengan suscritos contratos con el Estado Ecuatoriano será motivo de acuerdos especiales, considerando entre otras variables, los costos de extracción y producción correspondientes, incluyendo una utilidad razonable para las partes. Tales precios serán aprobados por el Ministerio de Minas y Petróleos.

8.3.3.1. Tarifas de Transporte

En el Artículo 62° de la Ley de Hidrocarburos (Decreto Supremo 2967 del 6 de Noviembre de 1978) se establece las consideraciones para el cálculo de la tarifa de transporte de hidrocarburos que Petroecuador debe cobrar a las empresas usuarias de los oleoductos, poliductos y gasoductos que sean operados por dicha empresa. Al respecto las tarifas deben considerar los costos, gastos y una rentabilidad razonable sobre las inversiones conforme a las prácticas de la industria petrolera internacional.

En los ductos principales privados, las tarifas serán acordadas entre el usuario (puede incluirse a PETROECUADOR) y la operadora del sistema de transporte. Los nuevos usuarios que desearen contratar capacidad excedente a la comprometida según el Artículo 64° de la Ley de Hidrocarburos que no estuviesen de acuerdo con la tarifa ofertada por la operadora, podrán solicitar al Ministro del Ramo que las fije. El Ministro fijará las tarifas tomando en consideración los costos y gastos y una rentabilidad razonable sobre las inversiones, conforme a la práctica petrolera internacional; y no podrá en ningún caso perjudicar los intereses del operador ni del usuario.20


En esta Sección se presenta la evolución de la demanda y oferta del mercado de gas natura.

20 Artículo 64° de la Ley de Hidrocarburos (Preferencia para transporte de hidrocarburos).- El Estado y PETROECUADOR tendrán preferencia para el transporte de sus hidrocarburos por los oleoductos y gasoductos de su propiedad pagando las tarifas establecidas y armonizando sus requerimientos con los de las empresas productora Los términos y condiciones para el transporte de hidrocarburos por ductos principales privados se establecerán, exclusivamente, mediante convenios celebrados entre operadoras y usuarios, los que tendrán derecho prioritario de acceso para el transporte por dichos ductos, de los volúmenes de hidrocarburos contratados por cada uno de ellos, incluyendo la participación del Estado en los respectivos contratos de exploración y explotación, en iguales términos y condiciones. De haber capacidad excedente a la comprometida en dichos convenios, la operadora deberá ofrecerla al mercado, en términos y condiciones, similares para todos los posibles interesados, teniendo el Estado, derecho preferente para contratar esta capacidad excedente en los términos y condiciones ofertados.


161

8.4.1. Demanda

De acuerdo a la información de OLADE, el consumo de gas natural en el 2005 fue de 0.48 Gm3, registrando un incremento de 11.62% respecto al año 2004 (0.43 Gm3).

Cabe señalar que de acuerdo a la información del Ministerio de Minas y Energía sólo se aprovecha el 47% el gas natural asociado, tal como se muestra en la Figura 8-4. Los principales usuarios del gas asociado de petróleo son Petroproducción, Petroproducción Bloque 15, Repsol YPF y Andes Petroleum.

Figura 8-4: Gas Natural Asociado Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - MMP

El principal usuario del gas natural fiscalizado es la planta de generación eléctrica Machala Power con una capacidad de de 130 MW y un consumo de 35MMPCD. La siguiente Tabla 8-1


162

Tabla 8-1: Consumo de gas natural de la central termoeléctrica Machala Power Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos - MMP

8.4.2. Oferta

8.4.2.1. Reservas

De acuerdo al Informe de Estadísticas Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) las reservas de gas natural de Ecuador son de 2.69 Gm3 para el año 2005.


La producción fiscalizada de gas natural registra una producción de 0.295 Gm3 para el año 2007, tal como se muestra en la Tabla 8-2.

Tabla 8-2: Producción de gas natural fiscalizada en Ecuador Fuente: Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador

En el 2007, la producción fiscalizada de gas natural en promedio fue de 28.6 MMPCD. Producción que corresponde al Campo Amistad que abastece a la planta termoeléctrica Machala Power, tal como se muestra en la Figura 8-5.


163

Producción Fiscalizada de Gas Natural 2007 (MMPCD)

29.331.1 30.5

22.324.5

18.1

22.124.5

28.029.3

21.9

27.025.7

3.3 3.5 3.4 2.5 2.7 2.0 2.5 2.7 3.1 3.3 2.4 3.0 2.9

32.534.6 33.9

24.827.2

20.1

24.627.2

31.232.6

24.3

30.128.6

-

5

10

15

20

25

30

35

40

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Setie

mbr

e

Oct

ubre

Novi

embr

e

Dici

embr

e

Prom

edio

MM

PCD

EDC-CAMPO AMISTAD PETECU-CAMPO AMISTAD Total 2007

Figura 8-5: Producción diaria de gas natural fiscalizada en Ecuador Fuente: Ministerio de Minas y Petróleo de Ecuador Elaboración: MRCS

8.4.2.3. Transporte

El gasoducto que tiene un uso comercial del gas natural fiscalizado tiene una longitud terrestre de 2.98 Km., diámetro 12”, profundidad 1.5 m. y en la parte submarina una longitud de 65 Km., diámetro 12”, enterrado a 1 m. del lecho marino (Figura 8-6).

Figura 8-6: Gasoducto que alimenta a la planta termoeléctrica de Machala Power.


164

Fuente: Potencialidad del gas natural para la producción de energía eléctrica. Ministerio de Minas y Petróleos.


Aún no se tienen empresas distribuidoras de gas natural por ductos; sin embargo se debe indicar que la regulación contempla la participación de empresas distribuidoras dentro de la cadena de comercialización del gas natural para el sector residencial y comercial. La regulación contempla que las comercializadoras pueden construir y operar redes de distribución por ductos, sujetándose a las condiciones, requisitos técnicos, normas de seguridad y calidad, protección ambiental y controles establecidos por el Ministerio de Minas y Petróleos, el Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN), el Cuerpo de Bomberos y el Municipio de la localidad donde operen.

8.4.2.5. Comercialización

La regulación contempla la comercialización para el mercado industrial y el sector residencial y comercial, sin embargo aún no se tienen empresas comercializadoras de gas natural.


El mercado de gas natural en Ecuador esta en sus inicios de desarrollo, el gobierno sólo ha implementado la regulación específica para la actividad de comercialización de gas natural en el mercado industrial y el sector doméstico comercial. Sin embargo no se tiene regulación precisa sobre las actividades de distribución y transporte de gas natural que pueda dar las señales claras para el desarrollo de la industria. No se puede analizar los aspectos comerciales y estratégicos del mercado de gas natural Ecuatoriano pero si describir las acciones concretas que esta desarrollando el gobierno a través de Petroecuador para incentivar el consumo de gas natural en dicho país y las asociaciones con empresas estatales de Chile y Venezuela para las actividades exploratorias.


Petroecuador juega un rol importante en la actividad económica de Ecuador, en el 2006 los ingresos de Petroecuador representaban el 17.8% del Producto Bruto Interno y representaba el 34.92% de las exportaciones total del país.

Rol de Petroecuador

Petroecuador se encuentra implementando un plan para usar el gas natural en el transporte automotriz e industrial. Este plan requiere de una inversión de 298 Millones US$. El plan consiste en construir un gasoducto de unos 400 kilómetros, autotanques especiales, estaciones de servicio y complejos sistemas de conversión.

Petroecuador planea abastecer de gas natural a 45 industrias que actualmente utilizan el gas licuado de petróleo, generado en las refinerías y que tiene un costo de 16 US$ los 15 kilos. Se estima que el gas natural que se obtenga directamente de los pozos y que no requiere un proceso de transformación química costará entre 7 y 9 US$ los 15 kilos.


165

Las industrias que se beneficiarán de este plan se ubican en Guayas, Azuay y El Oro. El plan piloto arrancará con cuatro empresas cuencanas productoras de cerámicas.

Para hacer realidad este plan, se debe crear una empresa de economía mixta entre Petrocomercial y el sector industrial cuencano, se estima que la ejecución del plan sea en agosto del 2009.

El transporte del gas se efectuará en 24 autotanques, mientras se concluye la construcción de un gasoducto que conecte al campo Amistad con las ciudades de Machala, Cuenca y Guayaquil. La tubería estará lista en el 2011. Paralelamente, arrancará un plan para abastecer a unos 1 000 vehículos en Cuenca y Machala Hasta el 2030, Petroecuador proyecta tener 92 000 autos convertidos a gas natural en el país. Además, se plantea la construcción de estaciones de servicios para proveer de gas a ese parque automotor. De igual forma, Petroecuador construirá una pequeña planta para transformar el gas natural en hidrocarburo licuado (comprimido, lo que permite su transporte).

De acuerdo a información del gobierno Ecuatoriano (Presidencia del gobierno del 16-09-08), los Ministros de Minería de Chile, Santiago González Larraín, y el Ministro de Minas y Petróleos de Ecuador, Galo Chiriboga, firmaron esta mañana en Guayaquil la constitución de la compañía de economía mixta “Golfo de Guayaquil”, entre Petroecuador y Empresa Nacional de Petróleos de Chile (ENAP), para la exploración y desarrollo del Bloque 40 del Golfo de Guayaquil.

Asociación con empresas petroleras estatales de la región

ENAP se comprometió a invertir, en la primera etapa, alrededor de 80 millones de dólares en la exploración del Bloque 40 en el Golfo de Guayaquil, en un periodo de 15 años y si resultara productivo y comercialmente explotable, la inversión se incrementará a 500 millones de dólares, que serán financiados también por Petroecuador, pues caso contrario, los compromisos de la empresa de economía mixta terminarían. Asimismo de encontrarse un gran yacimiento gasífero podría pensarse en la construcción de una planta de licuefacción que permita llevar gas a Chile.

Además, Petroproducción y Petróleos de Venezuela (PDVSA) firmaron el convenio de exploración del Bloque 4. En este acuerdo, se establece que la estatal petrolera venezolana realizará una inversión de riesgo en las operaciones exploratorias y de comprobarse un potencial comercial de gas, el período del convenio se extenderá y se establecerá a futuro un monto de inversiones, tanto de Petroecuador como de PDVSA.

Por tanto, a través de estos acuerdos, las empresas estatales de Chile, Venezuela y Ecuador iniciarán actividades de exploración de gas natural en el país Ecuatoriano.

8.6. Perspectivas del mercado



166

8.6.1. Regulación

Se debe profundizar en la regulación específica para desarrollar el mercado de gas natural.

8.6.2. Demanda

De acuerdo al documento Potencialidad del Gas Natural para la Producción de Electricidad en la República del Ecuador del Ministerio de Minas y Petróleo se espera los siguientes incrementos de demanda:

Incremento de la generación de Machala Power en 25 MMPCD.

Nueva Planta de generación cerca de Machala Power con 40 MMPCD.

Reconversión de la generación térmica con diesel y fuel oil Guayaquil en 200 MMPCD

Sustitución de utilización de diesel y residual en industrias de la ciudad de Cuenca, consumo residencial y doméstico en 40 MMPCD.

Nueva Refinería del Pacifico con un consumo mayor a 250 MMPCD

Utilización en el transporte público, taxis y buses en 20 MMPCD.

De acuerdo a información de OLADE se espera que en el 2018 el consumo de gas natural en Ecuador sea de 0.90 Gm3, con un crecimiento anual de 2.25% para el período 2003 – 2018, como se muestra en la Figura 8-7 ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. .

Ecuador - Pronóstico de Demanda de Gas Natural

0.76

0.900.84

0.64

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

2003 2008 2013 2018

Gm

3

Figura 8-7: Pronóstico de demanda de gas natural Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE


167

8.6.3. Oferta En abril de 2008, el ministro de Electricidad, Alecksey Mosquera, habló de que las reservas de gas natural podrían ser mayores a los 0.2 trillones de pies cúbicos que se hallaron tras los trabajos de exploración de la empresa Energy Development Corporation (EDC) en el campo Amistad (offshore, en el Golfo de Guayaquil). Asimismo, según el vicepresidente de Petrocomercial, Fabián Rueda, basado en informes de EDC las reservas del campo Amistad serían de 5,3 trillones de pies cúbicos de gas natural, 27 veces más de lo inicialmente contemplaba dicha empresa. Con dicho volumen sería suficiente para abastecer por 40 años a una planta eléctrica de 600 megavatios, es decir se podría garantizar con energía a la cuarta parte del país.

De acuerdo al Informe de Estadísticas Energéticas de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) la producción de gas natural para el 2013 será de 0.50 Gm3, tal como se muestra en la Figura 8-8.

Ecuador - Pronóstico de Producción de Gas Natural

0.590.63

0.5

0.39

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

2003 2008 2013 2018

Gm

3

Figura 8-8: Pronóstico de producción de gas natural Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE


168

9. C ONC L US IONE S Y R E C OME NDA C IONE S

9.1. Conclusiones Los criterios para la caracterización de los mercados de gas natural deben considerar la situación del país en relación a la provisión del gas natural; es decir si el país es importador, exportador o autosuficiente en el abastecimiento del gas natural. Es importante considerar el grado de madurez del mercado de gas natural para su caracterización, ya que dependiendo de la etapa en que se encuentre tendrá particularidades en el tratamiento de la demanda de los sectores residencial, comercial, industrial, generación eléctrica y vehicular. Así también es necesario considerar las reglas que rigen la industria del gas natural de acuerdo a la orientación de la normativa; regulación administrativa o énfasis en la competencia entre los agentes que operan el mercado. La industria del gas natural en Bolivia se caracteriza por estar orientado a la exportación de gas natural hacia Argentina y Brasil. La normativa Boliviana considera una fuerte intervención estatal en el desarrollo de la industria del gas natural con un rol preponderante de la empresa estatal YPFB. La industria del gas natural en Brasil se caracteriza por la orientación a la diversificación de las fuentes de importación de gas natural y la búsqueda de autoabastecimiento en el mediano y largo plazo. La empresa parcialmente privatizada Petrobras cumple un rol importante en la ejecución de la política Brasilera de diversificación de las fuentes de importación de gas natural a través del desarrollo de los proyectos de importación de GNL para suministrar gas natural para la generación eléctrica y en el desarrollo de campos de gas natural en aguas profundas (Pre-salt). El mercado de gas natural Brasilero se encuentra en una expansión de la infraestructura de transporte y distribución en las regiones del interior del país. La industria del gas natural en Chile se caracteriza por la orientación a la búsqueda de la diversificación de las fuentes de importación de gas natural a través de los proyectos de importación de GNL. La empresa estatal ENAP cumple un rol fundamental en el desarrollo del proyecto Quinteros conjuntamente con otras empresas privadas como Endesa, Metrogas y BC Group, en lo que se constituye una experiencia de asociación pública privada en el sector energético. Asimismo el mercado de gas natural se caracteriza por una mínima regulación de las actividades, los precios están sujetos a un régimen de libertad de precios, la regulación está focalizada en la calidad del combustible y en temas de seguridad en su utilización. La industria del gas natural en Colombia se caracteriza por el autoabastecimiento del gas natural y por la política de Estado de ampliar la cobertura del servicio de gas natural a todos los sectores de la sociedad Colombiana (Plan de masificación de consumo de gas natural). La normativa Colombiana debe experimentar cambios sobre la remuneración del transporte y contemplar la liberalización de los precios de boca de pozo para posibilitar que se incrementen las inversiones en exploración y explotación. Ecuador no tiene desarrollado una industria de gas natural; está en la fase inicial de implementar la distribución de gas natural por red de ductos en la región de Cuenca con intervención de la empresa estatal Petrocomercial (filial de Petroecuador). Las empresas estatales petroleras que desarrollan actividades en el mercado de gas natural cumplen un rol importante en la implementación de la política energética de sus respectivos países tal es el caso de YPFB, Petrobras, Enap y Petroecuador. Cabe


169

resaltar en rol de Transportadora de Gas del Interior (TGI) en Colombia, donde el Distrito Capital de Bogota tiene una participación del 81.5% del accionariado.

9.2. Recomendaciones • Continuar con la investigación sobre la evolución de la línea base de

caracterización de los mercados de gas natural de Bolivia, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador. A este grupo de países debe adicionarse el análisis de los mercados de gas natural de Argentina (mercado en la etapa de madurez) y de Venezuela (país con grandes reservas de gas natural en la región).

• Desarrollar estudios de regulación comparada sobre las metodologías de asignación de capacidad de transporte de gas natural que permitan utilizarse para la formulación de una propuesta de asignación para el mercado Peruano.

• Desarrollar estudios de regulación comparada sobre normativa aplicable a la exportación de gas natural y su relación con el abastecimiento interno que puedan constituirse en elementos de propuesta para su consideración en el mercado Peruano.

• Desarrollar estudios sobre mercados de GNL respecto a los principios técnicos y económicos que posibilitan la globalización del mercado de gas natural y su complementación con las interconexiones gasíferas internacionales.

10. R E F E R E NC IAS

10.1. Bolivia • Estadísticas e Información del Ministerio de Energía y Minas

• Estadísticas e Información de la Superintendencia de Hidrocarburos

• Estadísticas e Información de YPFB

• Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE

• Información de BNAmericas

10.2. Brasil • Estadísticas e Información de La Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y

Biocombustibles (ANP)

• Estadística e Información de ABEGAS (Asociación de empresas distribuidoras de gas natural por ductos de Brasil)

• Estadística e Información del Ministerio de Energía y Minas

• Estadísticas de la Organización Nacional de la Industria del Petróleo de Brasil (ONIP)


10.3. Chile • Precios de Gas Natural en Chile: Una Primera Mirada al Desempeño de un

Mercado Liberalizado. Constanza Fosco P-M. y Eduardo Saavedra P. 2003.


170

• Ley de Servicios de Gas y sus Modificaciones Decreto N° 323 Ministerio de Minería. Publicado en el Diario Oficial del 30 de mayo de 1931

• Información y Estadística de la Comisión Nacional de Energía

• Estadística del Banco Central de Chile

• Información de ENAP

• Información de Gas Atacama



10.4. Colombia • Estadísticas e Información de la Unidad de Planeamiento Minero Energético

• Estadísticas e Información de la Comisión de Regulación de Energía y Gas

• Estadísticas e Información del Ministerio de Minas y Energía

• Estadísticas e Información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

• Estadísticas e Información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos

• Información de Transportadoras de Gas del Interior

• Información de Empresa Pública de Medellín

• Guerrero, Fernando y Fernando Llano. (2003). Gas Natural en Colombia. Universidad ICESI


10.5. Ecuador

• Acuerdo N°127 el Ministerio de Minas y Petróleo expidió el Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para uso Residencial y Comercial (02 de Abril de 2008).

• Acuerdo N°128 el Ministerio de Minas y Petróleo expidió el Reglamento para la Comercialización de Gas Natural para el Mercado Industrial (02 de Abril de 2008).

• Potencialidad del Gas Natural para la Producción de Electricidad en la República Del Ecuador. Ing. Guillermo Granja Subsecretario de Hidrocarburos Noviembre-2007.

• Informe Estadístico de Hidrocarburos 1972 – 2006.


• Mogollón, Fernando. (2005). El Ecuador en la Iniciativa Metano al Mercado – Sector Gas Y Petróleo.

• Estadísticas del Banco Central de Ecuador


171

• Estadísticas e Información del Ministerio de Minas y Petróleo (Dirección Nacional de Hidrocarburos).



172

11. C ONTE NIDO DE T AB L AS Y F IG UR A S

Figura 2-1: Oferta de Energía en Latinoamérica y el Caribe. 2005 .............................. 15Figura 2-2: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ........ 15Figura 2-3: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ........ 16Figura 2-4: Exportación de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ....... 16Figura 4-1: Oferta Total de Energía en Bolivia 2005. .................................................. 21Figura 4-2: Exportación de Energía en Bolivia 2005. .................................................. 22Figura 4-3: Flujo de Gas Natural Marzo 2008. ............................................................ 22Figura 4-4: Consumo de Gas Natural por Sectores 2006 ............................................ 23Figura 4-5: Flujo de Gas Natural 2006 (MMPCD) ....................................................... 33Figura 4-6: Reservas Probadas de Gas Natural (Trillones de m3) .............................. 33Figura 4-7: Evolución de la Producción de Gas Natural (Billones PCD) ...................... 34Figura 4-8: Evolución de exportaciones de gas natural al Brasil 1999 – 2007 (MMmcd)

................................................................................................................................... 41Figura 4-9: Exportación de gas natural a Brasil. Gasoducto Rio Grande – Mutun (MMPCD) .................................................................................................................... 41Figura 4-10: Exportación de gas natural a Argentina .................................................. 45Figura 4-11: Inversiones en el Upstream .................................................................... 48Figura 4-12: Pronósticos de Crecimiento de Demanda ............................................... 49Figura 4-13: Pronósticos de Crecimiento de Oferta ..................................................... 50Figura 4-14: Balance oferta – demanda de gas natural ............................................... 56Figura 5-1: Evolución de la Participación del sector petrolero en el PBI de Brasil. ...... 59Figura 5-2: La industria del gas natural en Brasil. Mayo 2008 ..................................... 60Figura 5-3: Evolución de la demanda de gas natural por sectores .............................. 64Figura 5-4: Evolución de las reservas de gas natural .................................................. 65Figura 5-5: Evolución de la producción de gas natural ................................................ 66Figura 5-6: Red de Transporte de gas natural en Brasil .............................................. 67Figura 5-7: Empresas distribuidoras de gas natural en Brasil ..................................... 69Figura 5-8: Petrobras en la distribución de gas natural ............................................... 69Figura 5-9: Evolución de las importaciones de gas natural ......................................... 70Figura 5-10: Pronóstico de demanda y oferta de gas natural – Brasil 2012 ................. 71Figura 5-11: Inversiones de Petrobras 2008 - 2012 .................................................... 71Figura 5-12: Red de Transporte 2008 – 2012 ............................................................. 72Figura 5-13: Conceptualización de Terminales de Gas Natural Licuado (GNL) ........... 73Figura 5-14: Terminales de Gas Natural Licuado (GNL). Infraestructura y Navíos ...... 74Figura 5-15: Balance de Oferta y Demanda de Gas Natural. 2009 - 2013 .................. 75Figura 5-16: Oferta Interna de Gas Natural 2009 – 2013. ........................................... 76Figura 5-17: Inversiones en Gas Natural 2009 – 2013. ............................................... 77Figura 5-18: Inversiones en Gasoductos 2003 – 2010. ............................................... 78Figura 5-19: Terminal Flexible de GNL en PECEM. Enero 2009 ................................. 79Figura 5-20: Terminal Flexible de GNL en GUANABARA BAY. Enero 2009 ............... 80Figura 6-1: Producción Bruta de Energía - 2006 ......................................................... 83Figura 6-2: Participación de la importación en el consumo de energía - 2006 ............. 84Figura 6-3: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 – Julio 2008 ................................................................................................................... 97Figura 6-4: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 – Enero 2009 ............................................................................................................... 105Figura 7-1: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 109Figura 7-2: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 110


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Figura 7-3: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 110Figura 7-4: Organización del Sector Hidrocarburos y Gas Natural ............................ 112Figura 7-5: Estructura de la industria del gas natural en Colombia ........................... 113Figura 7-6. Evolución de Contratos de Exploración de Hidrocarburos ....................... 132Figura 7-7: Reservas probadas de gas comercial en Colombia ................................ 133Figura 7-8: Relación de reservas producción (R/P )de gas natural ........................... 133Figura 7-9: Suministro de gas natural al sistema de transporte ................................. 134Figura 7-10: Pronóstico de la demanda de gas natural ............................................. 144Figura 7-11: Pronóstico de producción de gas natural .............................................. 145Figura 7-12: Pronóstico de demanda de gas natural (GBTU/d) ................................. 147Figura 7-13: Pronóstico de Balance Oferta - Demanda de Gas Natural (GBTU/d) .... 148Figura 8-1: El sector hidrocarburos en la economía Ecuatoriana .............................. 152Figura 8-2: Producción energética en Ecuador 2005 ................................................ 153Figura 8-3: Matriz Energética de Ecuador 2005 ........................................................ 153Figura 8-4: Gas Natural Asociado ............................................................................. 161Figura 8-5: Producción diaria de gas natural fiscalizada en Ecuador ........................ 163Figura 8-6: Gasoducto que alimenta a la planta termoeléctrica de Machala Power. .. 163Figura 8-7: Pronóstico de demanda de gas natural ................................................... 166Figura 8-8: Pronóstico de producción de gas natural ................................................ 167

Tabla 3-1 Reservas probadas de gas natural. Trillones de metros cúbicos. ................ 17Tabla 3-2 Producción de gas natural. Billones de PCD. .............................................. 18Tabla 3-3 Evolución de la Demanda de Gas Natural. Billones de PCD. ...................... 19Tabla 4-1: Producto Interno Bruto en Moneda constante de 1990 .............................. 20Tabla 4-2: Flujo en los subsistemas de transporte Boliviano 2006 (MMPCD) ............. 21Tabla 4-3: Exportación de gas natural. 2006 ............................................................... 23Tabla 4-4: Empresas de Transporte de Gas Natural ................................................... 27Tabla 4-5: Empresas de Distribución de Gas Natural .................................................. 28Tabla 4-6: Tarifas de Transporte de Gas Natural Vigentes ......................................... 30Tabla 4-7: Precios de Gas Natural Regulado para los Sectores Residencial y Comercial ................................................................................................................... 32Tabla 4-8: Demanda de Gas Natural 2005 (Gm3) ....................................................... 32Tabla 4-9: Flujo de Gas Natural 2006 ......................................................................... 34Tabla 4-10: Flujo de Gas Natural 2006 ....................................................................... 35Tabla 4-11: Sistema de Transporte de gas natural ...................................................... 38Tabla 4-12: Evolución de la Comercialización de Gas Natural (MPC). ........................ 38Tabla 4-13: Distribución de gas natural. 2006 ............................................................. 38Tabla 4-14: Usuarios de gas natural en Bolivia ........................................................... 39Tabla 4-15: Usuarios de gas natural de la empresa YPFB .......................................... 39Tabla 4-16: Usuarios de gas natural por categoría ...................................................... 39Tabla 4-17: Facturación mensual del gas efectivamente exportado durante el año 2007

................................................................................................................................... 40Tabla 4-18: Facturación por transporte de gas natural Río Grande - Mutún 2007 (US$)

................................................................................................................................... 42Tabla 4-19: Evolución de precios contractuales de venta de gas natural al Brasil (US$/MMBTU) ............................................................................................................ 43Tabla 4-20: Facturación a la argentina por gas natural 2007 (US$) ............................ 44Tabla 4-21: Evolución de los precios contractuales de venta de gas natural a la argentina (US$/MMBTU) ............................................................................................. 45Tabla 4-22: Pronóstico de oferta de gas natural (/MM mcd) ........................................ 52


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Tabla 4-23: Pronóstico de demanda de gas natural mercado interno de Bolivia (/MM mcd) ........................................................................................................................... 54Tabla 5-1: Tabla Matriz Energética Nacional Brasil ..................................................... 59Tabla 5-2: Evolución de la demanda de gas natural .................................................... 64Tabla 5-3: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural ................................... 65Tabla 5-4: Producción de gas natural .......................................................................... 66Tabla 5-5: Clientes de gas natural por segmentos ...................................................... 68Tabla 5-6: Redes de distribución de gas natural ......................................................... 68Tabla 5-7: Evolución de la importación de gas natural ................................................ 70Tabla 6-1: Evolución de la participación del sector electricidad, gas y agua en el PBI. 81Tabla 6-2: Balance de energía primaria 2006 ............................................................. 83Tabla 6-3: Evolución de la participación del gas natural en la matriz energética ......... 85Tabla 6-4: Empresas transportistas de gas natural ..................................................... 88Tabla 6-5: Empresas distribuidoras de gas natural ..................................................... 88Tabla 6-6: Empresas comercializadoras de gas natural .............................................. 89Tabla 6-7: Evolución del consumo de gas natural en Chile ......................................... 93Tabla 6-8: Consumo sectorial de gas natural .............................................................. 94Tabla 6-9: Evolución de clientes de gas natural .......................................................... 94Tabla 6-10: Evolución de la producción de gas natural en Chile ................................. 95Tabla 6-11: Importación de gas natural por regiones .................................................. 96Tabla 6-12: Evolución de importaciones de gas natural .............................................. 96Tabla 6-13: Capacidad de transporte de gasoductos .................................................. 97Tabla 6-14: Concesiones de distribución de gas natural ............................................. 98Tabla 6-15: Proyección de consumo de gas natural .................................................. 103Tabla 6-16: Pronósticos de producción de gas natural .............................................. 104Tabla 6-17: Restricciones de gas natural desde Argentina ....................................... 106Tabla 7-1: Producto Bruto Interno (Real – 1994) ....................................................... 107Tabla 7-2: Cargos Regulados por la CREG para Transportadora de Gas del Interior 127Tabla 7-3: Cargos Convenidos de Entrada - Transportadora de Gas del Interior ...... 128Tabla 7-4: Cargos Convenidos de Salida - Transportadora de Gas del Interior ......... 129Tabla 7-5: Tarifas de Distribución Residencial de Empresa Pública de Medellín ...... 130Tabla 7-6: Consumo de gas natural en Colombia ..................................................... 131Tabla 7-7: Reservas probadas de gas comercial ...................................................... 132Tabla 7-8: Producción de gas natural en Colombia ................................................... 135Tabla 7-9: Sistema de Transporte de Gas Natural .................................................... 136Tabla 7-10: Evolución de usuarios de gas natural ..................................................... 137Tabla 7-11: Evolución de los usuarios finales de gas natural .................................... 137Tabla 7-12: Participación sectorial del consumo de gas natural ................................ 144Tabla 7-13: Declaración de producción de gas natural ............................................. 145Tabla 7-14: Oferta de gas natural ............................................................................. 148Tabla 8-1: Consumo de gas natural de la central termoeléctrica Machala Power ..... 162Tabla 8-2: Producción de gas natural fiscalizada en Ecuador ................................... 162

Análisis de Oferta y Demanda Actual de los Mercados de Gas...

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