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.
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.......................................................................................................................... 20
4.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno .............................. 20
4.1.2. Reformas en el Sector Hidrocarburos ............................................................................ 20
4.1.3. Balance Energético ....................................................................................................... 20
4.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ..................................................... 23
4.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ......................................... 23
4.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ........................................................ 24
4.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ....................................... 26
4.2.4. Agentes del Mercado ..................................................................................................... 26
4.3. Reglas de Mercado............................................................................................................... 28
4.3.1. Requisitos para ser considerados Agente en el Mercado ............................................... 28
4.3.2. Precios de gas natural ................................................................................................... 28
4.3.2.1. Producción: ............................................................................................................ 28
4.3.2.2. Tarifas de Transporte ............................................................................................. 29
4.3.2.3. Tarifas de Distribución ............................................................................................ 30
4.4. Evolución del Mercado.......................................................................................................... 32
4.4.1. Demanda....................................................................................................................... 32
4.4.2. Oferta ............................................................................................................................ 33
4.4.2.1. Producción ............................................................................................................. 33
4.4.2.2. Transporte .............................................................................................................. 34
4.4.2.3. Distribución ............................................................................................................ 38
4.4.2.4. Comercialización .................................................................................................... 39
4.4.3. Interconexiones Internacionales..................................................................................... 39
4.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................... 45
4.5.1. Contratos de Suministro ................................................................................................ 45
4.5.2. Contratos de Transporte ................................................................................................ 46
4.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ......................................................................... 46
4.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................... 46
4.6. Perspectivas del Mercado..................................................................................................... 48
4.6.1. Regulación .................................................................................................................... 49
4.6.2. Demanda....................................................................................................................... 49
4.6.3. Oferta ............................................................................................................................ 50
4.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado ..................................................................... 50
4.7.1. Oferta y Demanda de Gas Natural ................................................................................. 50
4.7.2. Inversiones .................................................................................................................... 56
4.7.3. Factores Políticos e Hidrocarburos ................................................................................ 57
5. MERCADO DE GAS NATURAL DE BRASIL................................................................................ 59
3
5.1. Introducción.......................................................................................................................... 59
5.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno .............................. 59
5.1.2. Gas Natural en la Matriz Energética............................................................................... 59
5.1.3. Situación del gas natural en Brasil ................................................................................. 59
5.2. Regulación de la Industria del Gas Natural: .......................................................................... 60
5.2.1. La Ley 9478/97 de Agosto de 1997................................................................................ 60
5.2.2. Resolución N°27/2005 ANP ........................................................................................... 62
5.2.3. Resolución N°28/2005 ANP ........................................................................................... 63
5.2.4. Resolución N°29/2005 ANP ........................................................................................... 63
5.3. Evolución del mercado.......................................................................................................... 64
5.3.1. Demanda....................................................................................................................... 64
5.3.2. Producción .................................................................................................................... 65
5.3.3. Transporte ..................................................................................................................... 66
5.3.4. Distribución ................................................................................................................... 67
5.3.5. Importaciones ................................................................................................................ 69
5.4. Perspectivas......................................................................................................................... 70
5.4.1. Demanda y Oferta ......................................................................................................... 70
5.4.2. Importación de GNL ...................................................................................................... 72
5.5. Actualización de las Perspectivas ......................................................................................... 75
5.5.1. Balance Oferta – Demanda ........................................................................................... 75
5.5.2. Inversiones en Gas Natural ........................................................................................... 76
5.5.2.1. Inversiones en la Red de Gasoductos..................................................................... 78
5.5.2.2. Inversiones en Terminales Flexibles de GNL .......................................................... 78
5.5.3. Impacto de la crisis financiera ........................................................................................ 80
6. MERCADO DE GAS NATURAL DE CHILE.................................................................................. 81
6.1. Introducción.......................................................................................................................... 81
6.1.1. Participación del Gas Natural en el Producto Bruto Interno ............................................ 81
6.1.2. El Gas Natural en Chile ................................................................................................. 81
6.1.3. Importaciones para satisfacer la demanda de energía en Chile...................................... 82
6.2. Descripción de la Estructura del mercado de gas natural ...................................................... 85
6.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ......................................... 85
6.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ........................................................ 86
6.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ....................................... 87
6.2.4. Agentes del Mercado ..................................................................................................... 87
6.3. Reglas de Mercado............................................................................................................... 91
6.3.1. Regulación .................................................................................................................... 91
6.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado ................................................. 91
6.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................... 91
6.3.3.1. Producción: ............................................................................................................ 92
6.3.3.2. Tarifas de Transporte, Distribución y Comercialización ........................................... 93
6.4. Evolución del Mercado.......................................................................................................... 93
6.4.1. Demanda....................................................................................................................... 93
6.4.2. Oferta ............................................................................................................................ 95
6.4.2.1. Reservas ................................................................................................................ 95
6.4.2.2. Producción ............................................................................................................. 95
6.4.2.3. Importación ............................................................................................................ 95
6.4.2.4. Transporte .............................................................................................................. 97
6.4.2.5. Distribución ............................................................................................................ 98
6.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................... 99
6.5.1. Contratos de Suministro ................................................................................................ 99
6.5.2. Contratos de Transporte .............................................................................................. 100
6.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ....................................................................... 100
6.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................. 100
6.6. Perspectivas del mercado................................................................................................... 103
4
6.6.1. Demanda..................................................................................................................... 103
6.6.2. Oferta .......................................................................................................................... 103
6.7. Actualización de las Perspectivas ....................................................................................... 104
6.7.1. Cambios en ENAP....................................................................................................... 104
6.7.2. Cambios en Política Energética ................................................................................... 104
6.7.3. Cambios en Política Energética ................................................................................... 105
7. MERCADO DE GAS NATURAL DE COLOMBIA........................................................................ 107
7.1. Introducción........................................................................................................................ 107
7.1.1. Participación del Sector Hidrocarburos en el Producto Bruto Interno ............................ 107
7.1.2. Gas Natural en Colombia............................................................................................. 107
7.1.3. Balance Energético en Colombia ................................................................................. 109
7.1.4. Regulación de la Industria del Gas Natural .................................................................. 110
7.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ................................................... 111
7.2.1. Descripción de la Estructura del Subsector de Hidrocarburos y Gas ............................ 111
7.2.2. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ....................................... 112
7.2.3. Entidades Normativas, Regulatorias y de Fiscalización ................................................ 114
7.2.4. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ..................................... 121
7.2.5. Agentes del Mercado ................................................................................................... 121
7.3. Reglas de Mercado............................................................................................................. 123
7.3.1. Separación de Actividades .......................................................................................... 124
7.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Mercado ............................................... 125
7.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................. 126
7.3.3.1. Producción: .......................................................................................................... 126
7.3.3.2. Transporte ............................................................................................................ 126
7.3.3.3. Distribución .......................................................................................................... 129
7.3.3.4. Comercialización .................................................................................................. 130
7.4. Evolución del Mercado........................................................................................................ 130
7.4.1. Demanda..................................................................................................................... 131
7.4.2. Oferta .......................................................................................................................... 131
7.4.2.1. Producción ........................................................................................................... 131
7.4.2.2. Transporte ............................................................................................................ 135
7.4.2.3. Distribución .......................................................................................................... 136
7.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................. 137
7.5.1. Contratos de Suministro .............................................................................................. 137
7.5.2. Contratos de Transporte: Firme - Interrumpible ............................................................ 139
7.5.3. Composición del Precio de Gas Natural ....................................................................... 140
7.5.4. Variables Estratégicas ................................................................................................. 140
7.6. Perspectivas del Mercado................................................................................................... 142
7.6.1. Regulación .................................................................................................................. 142
7.6.2. Demanda..................................................................................................................... 143
7.6.3. Oferta .......................................................................................................................... 144
7.6.4. Abastecimiento Interno de Gas Natural ........................................................................ 145
7.6.5. Exportaciones de Gas Natural ..................................................................................... 146
7.7. Actualización de las Perspectivas del Mercado ................................................................... 146
7.7.1. Balance Oferta – Demanda ......................................................................................... 146
7.7.2. Plan de Inversiones de Ecopetrol................................................................................. 149
7.7.3. Cambios Regulatorios ................................................................................................. 149
8. MERCADO DE GAS NATURAL DE ECUADOR......................................................................... 152
8.1. Introducción........................................................................................................................ 152
8.1.1. Participación del sector hidrocarburos en el Producto Bruto Interno ............................. 152
8.1.2. El gas natural en el Ecuador ........................................................................................ 152
8.2. Descripción de la Estructura del Mercado de Gas Natural ................................................... 154
8.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural ....................................... 154
8.2.2. Entidades Normativas, Regulatorias, Fiscalización ...................................................... 155
5
8.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural ..................................... 155
8.2.4. Agentes del Mercado ................................................................................................... 155
8.3. Reglas de Mercado............................................................................................................. 156
8.3.1. Regulación .................................................................................................................. 156
8.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Marcado ............................................... 157
8.3.3. Precios de gas natural ................................................................................................. 159
8.3.3.1. Tarifas de Transporte ........................................................................................... 160
8.4. Evolución del Mercado........................................................................................................ 160
8.4.1. Demanda..................................................................................................................... 161
8.4.2. Oferta .......................................................................................................................... 162
8.4.2.1. Reservas .............................................................................................................. 162
8.4.2.2. Producción ........................................................................................................... 162
8.4.2.3. Transporte ............................................................................................................ 163
8.4.2.4. Distribución .......................................................................................................... 164
8.4.2.5. Comercialización .................................................................................................. 164
8.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado ............................................................. 164
8.5.1. Variables Estratégicas ................................................................................................. 164
8.6. Perspectivas del mercado................................................................................................... 165
8.6.1. Regulación .................................................................................................................. 166
8.6.2. Demanda..................................................................................................................... 166
8.6.3. 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
6
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
1. INT R O DUC C IO N
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
o
o
o
o
o
Estructura de la industria del gas natural
Marco Regulatorio de la industria del gas natural
Evolución de reservas, producción y demanda de gas natural
Evolución de infraestructura de transporte y distribución de gas natural por
ductos.
Formación de precios al consumidor final
Importación y exportación de gas natural
7
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
o
o
Descripción de las principales variables comerciales y de operación en la
industria del gas natural.
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.
8
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
•
•
•
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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Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
10
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
11
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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:
12
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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
o
o
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:
o
o
o
o
o
o
•
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.
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
13
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
14
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
2. E NE R G IA E N L A T INO AME 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 Energía
Latino América y el Caribe
2005
Leña
Prod. Caña
Nuclear 8.1%
Primarias
5.6%
1.0%
Otras
Geotermia
1.2%
0.4%
Hidroenergía
11.4%
Mineral
Carbón
4.5%
Petróleo
41.4%
Gas Natural
26.4%
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 Primaria
Latino america y el Caribe
2005
Gas Natural
21.2%
Petróleo
52.8%
Primarias
Otras
Prod. Caña
1.1%
4.2%
Mineral
Carbón
5.2%
Hidroenergía
8.4%
Geotermia
0.3%
Leña Nuclear
0.8%
5.9%
Figura 2-2: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005
Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE
Elaboración: MRCS
15
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 Energía
Latino América y el Caribe
2005
Mineral
Carbón
22.7%
Petróleo
53.5%
Gas Natural
23.7%
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 Primaria
Latino América y el Caribe
2005
Mineral
Carbón
11.6%
Primarias
Otras
0.6%
Gas Natural
8.3%
Petróleo
79.5%
Figura 2-4: Exportación de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005
Fuente: Informe de Estadística Energéticas 2005. OLADE
Elaboración: MRCS
16
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
3. G AS NAT UR AL E N L A T INO AME 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
17
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
18
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
19
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
4. ME R C ADO DE G AS NA T UR 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.
20
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Oferta Total de Energía Bolivia - 2005
Hidroenergía
4.4%
Prod. Caña
6.7%
Leña
7.3%
Primarias
Otras
1.7%
Petróleo
42.7%
Gas Natural
37.1%
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.
21
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Exportación de Energía Bolivia - 2005
Petróleo
6.7%
Gas Natural
93.3%
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.
22
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 Sectores
Gestión - 2006
Consumo Directo
2%
Consumo Propio
Oleoductos
1%
Venteos
0%
Generadoras Eléctricas
45%
Consumo Propio
3%
Consumo Propio
Gasoductos
7%
Entregas a Refinerias
4%
Distribuidora de Gas por
Redes
38%
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)
23
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
24
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
25
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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
Productores
De acuerdo a la información de la SH, a Marzo de 2008, las empresas productoras de gas
natural son:
Andina
British Gas
Chaco
Repsol
Petrobras
Petrobras Energía
Pluspetrol
Vintage
Transportistas
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
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. …”
26
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
27
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
Comercializadores
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).
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
28
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
29
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
30
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
31
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
32
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
0.74
0.74
0.74
2006
2007
0.52
0.60
2005
0.70
Trillones m3
0.76
0.68
0.80
0.81
0.78
0.90
0.78
Reservas Probadas de Gas Natural (Trillones de m3)
0.50
0.40
0.12
0.15
0.11
1994
1997
0.12
0.11
1993
1996
0.12
1992
0.13
0.12
1988
1991
0.15
1987
0.12
0.14
1986
0.11
0.14
1985
1990
0.13
1984
1989
0.13
0.13
1983
0.15
0.15
1982
0.12
0.20
1981
0.30
0.10
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1995
1980
0.00
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).
33
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
1.15
1.23
1.31
Producción de Gas Natural Billones PCD
1.40
0.94
1.20
0.46
0.47
0.62
0.80
0.60
0.40
0.20
0.10
0.16
0.17
0.16
0.17
0.18
0.18
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
0.31
Billones PCD
1.00
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
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
0.00
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
34
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
35
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
36
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
37
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
38
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
Exportación de gas natural al Brasil
Contrato YPFB-PETROBRAS:
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
39
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
40
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
41
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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$/MMBTU.
42
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Tabla 4-19: Evolución de precios contractuales de venta de gas natural al Brasil (US$/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.
Exportación de gas natural a la Argentina
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.
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
43
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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$)
Fuente: YPFB
La Figura 4-10 muestra las exportaciones mensuales a la Argentina.
44
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Figura 4-10: Exportación de gas natural a Argentina
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos
Tabla 4-21: Evolución de los precios contractuales de venta de gas natural a la argentina (US$/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.
45
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
46
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
Plan de Masificación:
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.
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.
•
Contratos de exportación:
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).
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.
•
Inversiones:
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)
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
47
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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, 28-0808).
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 CompraVenta 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
48
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
6
4.98
5
3.77
Gm3
4
2.74
3
2
1.62
1
0
2003
2008
2013
2018
Figura 4-12: Pronósticos de Crecimiento de Demanda
Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE
49
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
45
39.29
40
35
28.85
Gm3
30
25
20.71
20
15
10
6.72
5
0
2003
2008
2013
2018
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 –
50
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
51
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
52
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
53
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
54
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
55
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
56
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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, 16-022009).
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.
57
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
58
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
5. ME R C ADO DE G AS NA T UR 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
59
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
60
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
61
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
•
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.
62
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
63
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
64
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
400
347.9
350
326.1
306.4
300
Gm3
250
208.0
200
221.0
219.8
2000
2001
244.5
245.3
2002
2003
172.0
150
92.7
100
52.5
50
26.3
0
1974
1980
1985
1990
1995
2004
2005
2006
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.
65
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Tabla 5-4: Producción de gas natural
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (1970 – 2006) y ANP (2007 – 2008)
Producción de Gas Natural
70
58.0
60
Millones MCD
50
40
46.5
36.4
42.5
43.3
2002
2003
48.5
48.5
2005
2006
49.7
38.4
30
20
10
2000
2001
2004
2007
2008
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.
66
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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
67
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
68
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
69
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
35
31.5
30
28.3
26.8
24.7
25
Millones MCD
22.2
20
16.3
14.4
15
12.6
10
6.1
5
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
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).
70
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
71
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
72
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
73
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Figura 5-14: Terminales de Gas Natural Licuado (GNL). Infraestructura y Navíos
Fuente: Perspectivas para el gas Marzo 2008. Petrobras
74
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
75
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
76
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
77
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
78
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
79
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 PreSalt, 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).
80
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
6. ME R C ADO DE G AS NA T UR 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
81
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
82
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
83
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
PERD+CIERRE
V. STOCK +
1.1%
BRUTA
PRODUCCIÓN
32.7%
IMPORTACIÓN
66.2%
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.
84
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
85
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
•
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.
CNE. Comisión Nacional de Energía:
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.
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.
SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles:
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.
86
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
6.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural
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.
6.2.4. Agentes del Mercado
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.
Productores
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).
Transportistas
El mercado de gas natural en Chile tiene ocho empresas transportistas, la 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
87
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
Distribuidores
La 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
88
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
89
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
Clientes Residenciales
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 generacióncogeneración para uso residencial.
90
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
6.3. Reglas de Mercado
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.
6.3.3. Precios de gas natural
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.
91
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.”
92
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
93
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 – 2005 7 (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.
94
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
95
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
96
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Restricciones de Gas desde Argentina
(en % respecto de requerimientos normales)
100%
90%
2005
2004
80%
2006
70%
60%
2007
50%
2008
40%
30%
20%
10%
01/07/2008
01/05/2008
01/03/2008
01/01/2008
01/11/2007
01/09/2007
01/07/2007
01/05/2007
01/03/2007
01/01/2007
01/11/2006
01/09/2006
01/07/2006
01/05/2006
01/03/2006
01/01/2006
01/11/2005
01/09/2005
01/07/2005
01/05/2005
01/03/2005
01/01/2005
01/11/2004
01/09/2004
01/07/2004
01/05/2004
01/03/2004
01/01/2004
0%
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
97
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
98
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
99
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
6.5.2. Contratos de Transporte
Contratos a firme
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$/m3-mes por
kilómetro para cada tramo.
6.5.3. Composición del Precio de Gas Natural
Los precios de suministro, transporte, distribución y comercialización de gas natural
están sujetos a libertad de precios.
6.5.4. Variables Estratégicas
Independencia de la importación de gas natural por ductos
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) es de prioridad nacional para el gobierno de
Chile que permitirá su independencia de la importación de gas natural por red de
ductos desde Argentina. Este proyecto empezó en mayo de 2004 cuando el ex
Presidente Ricardo Lagos encargó a ENAP liderar un proyecto de GNL que diera a
Chile la autonomía energética, luego de los sucesivos cortes del suministro de gas
Argentino hacia Chile.
El Proyecto de GNL que impulsa ENAP, en conjunto con Endesa Chile, Metrogas y BG
Group consiste en construir la infraestructura básica para permitir la importación de
GNL desde mercados de ultramar, y distribuirlo en Chile como gas natural en estado
gaseoso. Por lo tanto, este proyecto considera la instalación de una terminal marítima
para recibir el GNL que transportan buques-tanque, y una planta para regasificarlo y
posteriormente distribuirlo a través de gasoductos ubicados en la zona central.
De acuerdo a información de ENAP, el Proyecto de GNL tendrá un costo de US$ 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
100
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
101
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
o
o
o
o
o
Monitorear volúmenes de gas requerido, disponible e inyecciones.
Desagregar requerimientos de gas natural por tipo de cliente.
Desagregar requerimientos de gas natural de centrales eléctricas.
Proyectar requerimientos de gas natural.
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;
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
102
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
103
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Chile - Pronósticos de Producción de Gas Natural
3.5
3.35
3
2.64
2.5
2.28
Gm3
2.23
2
1.5
1
0.5
0
2003
2008
2013
2018
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”.
104
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
105
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
106
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
7. ME R C ADO DE G AS NA T UR 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
107
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 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.
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.
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
108
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 Primaria
Colombia 2005
Leña
3%
Hidroenergía
5%
Prod. Caña Primarias
Otras
2%
1%
Mineral
Carbón
47%
Petróleo
33%
Gas Natural
9%
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.
109
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Exportación de Energía Colombia - 2005
Petróleo
32%
Mineral
Carbón
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
Leña
7.4%
Prod. Caña
3.3%
Primarias
Otras
1.5%
Petróleo
38.5%
Hidroenergía
14.6%
Gas Natural
24.9%
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
110
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
111
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
7.2.2. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural
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-
112
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
Transporte
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.
Distribución
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.
113
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Comercialización
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.
7.2.3. Entidades Normativas, Regulatorias y de Fiscalización
Ministerio de Minas y Energía:
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.
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 son 12:
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;
114
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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;
CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas:
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.
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:
115
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
El artículo 74° de la Ley 142 de 1994, asignó a la CREG las siguientes funciones
13
específicas:
•
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
116
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios:
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.
Las principales funciones de la SSPD son:
117
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
UPME. Unidad de Planeación Minero Energética:
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.
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
118
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
119
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
ANH. Agencia Nacional de Hidrocarburos:
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.
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.
120
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
7.2.4. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural
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-CartagenaCerromatoso el cual pertenece a PROMIGÁS que es una empresa privada.
•
Subsistema que comprende principalmente las líneas Ballena-BarrancabermejaVasconia-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
7.2.5. Agentes del Mercado
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.
Productores
De acuerdo a la información reportada por la CREG existen 11 empresas productoras
de gas natural:
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
Transportistas
A Diciembre de 2005, eran ocho las empresas transportadoras de gas natural que
operaban la red de 3,850 kilómetros de gasoductos en Colombia:
1.
2.
3.
4.
Promigás
Ecogas
Transmetano
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
121
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
5.
6.
7.
8.
Transoccidente
Transoriente
Gasoducto del Tolima
Progasur.
Distribuidores
Las empresas distribuidoras de gas natural en Colombia son:
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
Comercializadores
Existen 49 empresas comercializadoras de gas natural en Colombia:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Alcanos de Colombia Area Exclusiva Centro Y Tolima
Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.
B.P. Exploration Co. (Colombia) Ltd.
B.P. Santiago Oil Company
Comercializadora Energética del Oriente S.A. E.S.P.
Dinagas S.A E.S.P
Edalgas S.A. E.S.P.
122
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
Grandes Consumidores
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.
7.3. Reglas de Mercado
A continuación se presenta un resumen de las reglas que rigen el Mercado de Gas
Natural:
123
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
124
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
125
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
7.3.3. Precios de gas natural
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.
126
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
127
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
128
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Villavicencio
Gasoducto Boyacá - Santander
Yopal
Tabla 7-4: Cargos Convenidos de Salida - Transportadora de Gas del Interior
Fuente: Transportadora de Gas del Interior
7.3.3.3. Distribución
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.
129
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
7.4. Evolución del Mercado
En esta Sección se presenta la evolución de la demanda y oferta del mercado de gas
natural.
130
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
7.4.2.1. Producción
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.
131
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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:
132
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
133
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
134
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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 ECOGAS 17,
el cual transportó el 37.6% de la oferta nacional.
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.
17
135
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
7.4.2.3. Distribución
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.
136
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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%.
7.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado
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:
137
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
138
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
139
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
7.5.4. Variables Estratégicas
•
Control de precios de gas natural en boca de pozo:
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.
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)
140
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
•
Contratos de suministro de gas natural:
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).
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).
•
Remuneración del transporte por distancia:
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:
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).
141
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
Discriminación tarifaria por volumen en la distribución:
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.
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
En esta sección se presenta las perspectivas del mercado en el mediano y largo plazo.
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:
142
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Corto Plazo
•
Mantener condiciones atractivas para asegurar inversiones en exploración y
producción de hidrocarburos que permitan el descubrimiento de nuevas reservas.
•
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.
Largo Plazo
•
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.
•
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).
143
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
144
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
145
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
146
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
147
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
148
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
149
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
•
•
•
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.
150
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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.
151
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
8. ME R C ADO DE G AS NA T UR 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)
25.0
22.5
20.6
20.0
20.6
19.2
20.2
20.1
19.2
18.6
1997
1998
21.1
20.2
18.9
19.4
2002
2003
21.5
20.9
19.4
%
15.0
10.0
5.0
0.0
1993
1994
1995
1996
1999
2000
2001
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 medioligero 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.
152
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Producción de Energía Primaria
Ecuador
2005
Hidroenergía
2.4%
Leña
0.7%
Prod. Caña
1.0%
Primarias
Otras
0.0%
Gas Natural
6.6%
Petróleo
89.3%
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
Hidroenergía
7.5%
Leña
2.3%
Prod. Caña
3.1%
Primarias
Otras
0.0%
Gas Natural
6.2%
Petróleo
80.9%
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.
153
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
8.2.1. Descripción de la Organización del Mercado de Gas Natural
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.
154
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
8.2.3. Entidad a cargo de la Operación del Mercado de Gas Natural
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.
8.2.4. Agentes del Mercado
Productores
Es la persona jurídica, nacional o extranjera, o asociaciones de estas, que produce
gas natural en el Ecuador o en cualquier otro país.
Transportistas
155
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
Distribuidores
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
Comercializadores
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.
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. Reglas de Mercado
A continuación se presenta un resumen de las reglas que rigen el Mercado de Gas
Natural:
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).
156
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
8.3.2. Requisitos para ser considerado Agente en el Marcado
Comercializador en el Mercado Industrial: 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.
Dentro de la documentación técnica a presentar tenemos:
 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
157
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
Comercializador en el Mercado Residencial y Comercial:
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.
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
158
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
8.3.3. Precios de gas natural
Mercado Industrial:
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.
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.
159
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Sector Residencial y Comercial:
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.
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
8.4. Evolución del Mercado
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.
160
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
161
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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.
8.4.2.2. Producción
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.
162
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Producción Fiscalizada de Gas Natural 2007 (MMPCD)
40
34.6
35
30
32.5
31.1
29.3
33.9
MMPCD
27.2 28.0
27.2
24.8 24.5
25
32.6
31.2
30.5
30.1
29.3
27.0
24.6 24.5
22.3
24.3
22.1
28.6
25.7
21.9
20.1
20
18.1
15
3.3
2.4
3.0
2.9
Diciembre
Promedio
3.1
Noviembre
2.7
Octubre
2.5
Setiembre
2.0
Agosto
2.7
Julio
Marzo
2.5
Junio
3.4
Mayo
3.5
Abril
3.3
Febrero
5
Enero
10
-
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.
163
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Fuente: Potencialidad del gas natural para la producción de energía eléctrica. Ministerio de Minas y
Petróleos.
8.4.2.4. Distribución
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.
8.5. Aspectos Comerciales y Estratégicos del Mercado
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.
8.5.1. Variables Estratégicas
Rol de Petroecuador
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.
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.
164
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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).
Asociación con empresas petroleras estatales de la región
De acuerdo a información del gobierno Ecuatoriano (Presidencia del gobierno del 1609-08), 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.
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
En esta sección se presenta las perspectivas del mercado en el mediano y largo plazo.
165
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
1
0.90
0.9
0.84
0.76
0.8
0.7
0.64
Gm3
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
2003
2008
2013
2018
Figura 8-7: Pronóstico de demanda de gas natural
Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE
166
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
0.7
0.63
0.6
0.59
0.5
Gm3
0.5
0.39
0.4
0.3
0.2
0.1
0
2003
2008
2013
2018
Figura 8-8: Pronóstico de producción de gas natural
Fuente: Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE
167
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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
168
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
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)
•
Información de BNAmericas
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.
169
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
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
•
Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE
•
Información de BNAmericas
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
•
Información de BNAmericas
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.
•
Informe de Estadísticas Energéticas 2005. OLADE
•
Mogollón, Fernando. (2005). El Ecuador en la Iniciativa Metano al Mercado –
Sector Gas Y Petróleo.
•
Estadísticas del Banco Central de Ecuador
170
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
•
Estadísticas e Información del Ministerio de Minas y Petróleo (Dirección
Nacional de Hidrocarburos).
•
Información de BNAmericas
171
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
11. C ONT E NIDO DE T AB L AS Y F IG UR A S
Figura 2-1: Oferta de Energía en Latinoamérica y el Caribe. 2005.............................. 15
Figura 2-2: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ........ 15
Figura 2-3: Producción de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ........ 16
Figura 2-4: Exportación de Energía Primaria en Latinoamérica y el Caribe. 2005 ....... 16
Figura 4-1: Oferta Total de Energía en Bolivia 2005. .................................................. 21
Figura 4-2: Exportación de Energía en Bolivia 2005. .................................................. 22
Figura 4-3: Flujo de Gas Natural Marzo 2008. ............................................................ 22
Figura 4-4: Consumo de Gas Natural por Sectores 2006 ............................................ 23
Figura 4-5: Flujo de Gas Natural 2006 (MMPCD) ....................................................... 33
Figura 4-6: Reservas Probadas de Gas Natural (Trillones de m3) .............................. 33
Figura 4-7: Evolución de la Producción de Gas Natural (Billones PCD) ...................... 34
Figura 4-8: Evolución de exportaciones de gas natural al Brasil 1999 – 2007 (MMmcd)
................................................................................................................................... 41
Figura 4-9: Exportación de gas natural a Brasil. Gasoducto Rio Grande – Mutun
(MMPCD) .................................................................................................................... 41
Figura 4-10: Exportación de gas natural a Argentina .................................................. 45
Figura 4-11: Inversiones en el Upstream .................................................................... 48
Figura 4-12: Pronósticos de Crecimiento de Demanda ............................................... 49
Figura 4-13: Pronósticos de Crecimiento de Oferta..................................................... 50
Figura 4-14: Balance oferta – demanda de gas natural............................................... 56
Figura 5-1: Evolución de la Participación del sector petrolero en el PBI de Brasil. ...... 59
Figura 5-2: La industria del gas natural en Brasil. Mayo 2008 ..................................... 60
Figura 5-3: Evolución de la demanda de gas natural por sectores .............................. 64
Figura 5-4: Evolución de las reservas de gas natural .................................................. 65
Figura 5-5: Evolución de la producción de gas natural ................................................ 66
Figura 5-6: Red de Transporte de gas natural en Brasil .............................................. 67
Figura 5-7: Empresas distribuidoras de gas natural en Brasil ..................................... 69
Figura 5-8: Petrobras en la distribución de gas natural ............................................... 69
Figura 5-9: Evolución de las importaciones de gas natural ......................................... 70
Figura 5-10: Pronóstico de demanda y oferta de gas natural – Brasil 2012................. 71
Figura 5-11: Inversiones de Petrobras 2008 - 2012 .................................................... 71
Figura 5-12: Red de Transporte 2008 – 2012 ............................................................. 72
Figura 5-13: Conceptualización de Terminales de Gas Natural Licuado (GNL)........... 73
Figura 5-14: Terminales de Gas Natural Licuado (GNL). Infraestructura y Navíos ...... 74
Figura 5-15: Balance de Oferta y Demanda de Gas Natural. 2009 - 2013 .................. 75
Figura 5-16: Oferta Interna de Gas Natural 2009 – 2013. ........................................... 76
Figura 5-17: Inversiones en Gas Natural 2009 – 2013. ............................................... 77
Figura 5-18: Inversiones en Gasoductos 2003 – 2010. ............................................... 78
Figura 5-19: Terminal Flexible de GNL en PECEM. Enero 2009 ................................. 79
Figura 5-20: Terminal Flexible de GNL en GUANABARA BAY. Enero 2009 ............... 80
Figura 6-1: Producción Bruta de Energía - 2006 ......................................................... 83
Figura 6-2: Participación de la importación en el consumo de energía - 2006............. 84
Figura 6-3: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 –
Julio 2008 ................................................................................................................... 97
Figura 6-4: Evolución de las restricciones a las importaciones de gas natural 2004 –
Enero 2009 ............................................................................................................... 105
Figura 7-1: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 109
Figura 7-2: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 110
172
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Figura 7-3: Producción de Energía en Colombia. 2005 ............................................. 110
Figura 7-4: Organización del Sector Hidrocarburos y Gas Natural ............................ 112
Figura 7-5: Estructura de la industria del gas natural en Colombia ........................... 113
Figura 7-6. Evolución de Contratos de Exploración de Hidrocarburos....................... 132
Figura 7-7: Reservas probadas de gas comercial en Colombia ................................ 133
Figura 7-8: Relación de reservas producción (R/P )de gas natural ........................... 133
Figura 7-9: Suministro de gas natural al sistema de transporte ................................. 134
Figura 7-10: Pronóstico de la demanda de gas natural ............................................. 144
Figura 7-11: Pronóstico de producción de gas natural .............................................. 145
Figura 7-12: Pronóstico de demanda de gas natural (GBTU/d) ................................. 147
Figura 7-13: Pronóstico de Balance Oferta - Demanda de Gas Natural (GBTU/d) .... 148
Figura 8-1: El sector hidrocarburos en la economía Ecuatoriana .............................. 152
Figura 8-2: Producción energética en Ecuador 2005 ................................................ 153
Figura 8-3: Matriz Energética de Ecuador 2005 ........................................................ 153
Figura 8-4: Gas Natural Asociado ............................................................................. 161
Figura 8-5: Producción diaria de gas natural fiscalizada en Ecuador ........................ 163
Figura 8-6: Gasoducto que alimenta a la planta termoeléctrica de Machala Power... 163
Figura 8-7: Pronóstico de demanda de gas natural ................................................... 166
Figura 8-8: Pronóstico de producción de gas natural ................................................ 167
Tabla 3-1 Reservas probadas de gas natural. Trillones de metros cúbicos................. 17
Tabla 3-2 Producción de gas natural. Billones de PCD. .............................................. 18
Tabla 3-3 Evolución de la Demanda de Gas Natural. Billones de PCD. ...................... 19
Tabla 4-1: Producto Interno Bruto en Moneda constante de 1990 .............................. 20
Tabla 4-2: Flujo en los subsistemas de transporte Boliviano 2006 (MMPCD) ............. 21
Tabla 4-3: Exportación de gas natural. 2006 ............................................................... 23
Tabla 4-4: Empresas de Transporte de Gas Natural ................................................... 27
Tabla 4-5: Empresas de Distribución de Gas Natural.................................................. 28
Tabla 4-6: Tarifas de Transporte de Gas Natural Vigentes ......................................... 30
Tabla 4-7: Precios de Gas Natural Regulado para los Sectores Residencial y
Comercial ................................................................................................................... 32
Tabla 4-8: Demanda de Gas Natural 2005 (Gm3)....................................................... 32
Tabla 4-9: Flujo de Gas Natural 2006 ......................................................................... 34
Tabla 4-10: Flujo de Gas Natural 2006 ....................................................................... 35
Tabla 4-11: Sistema de Transporte de gas natural...................................................... 38
Tabla 4-12: Evolución de la Comercialización de Gas Natural (MPC). ........................ 38
Tabla 4-13: Distribución de gas natural. 2006 ............................................................. 38
Tabla 4-14: Usuarios de gas natural en Bolivia ........................................................... 39
Tabla 4-15: Usuarios de gas natural de la empresa YPFB .......................................... 39
Tabla 4-16: Usuarios de gas natural por categoría...................................................... 39
Tabla 4-17: Facturación mensual del gas efectivamente exportado durante el año 2007
................................................................................................................................... 40
Tabla 4-18: Facturación por transporte de gas natural Río Grande - Mutún 2007 (US$)
................................................................................................................................... 42
Tabla 4-19: Evolución de precios contractuales de venta de gas natural al Brasil
(US$/MMBTU) ............................................................................................................ 43
Tabla 4-20: Facturación a la argentina por gas natural 2007 (US$) ............................ 44
Tabla 4-21: Evolución de los precios contractuales de venta de gas natural a la
argentina (US$/MMBTU)............................................................................................. 45
Tabla 4-22: Pronóstico de oferta de gas natural (/MM mcd) ........................................ 52
173
Análisis de Oferta y Demanda actual de los Mercados de Gas Natural en algunos países de Latinoamérica
Tabla 4-23: Pronóstico de demanda de gas natural mercado interno de Bolivia (/MM
mcd) ........................................................................................................................... 54
Tabla 5-1: Tabla Matriz Energética Nacional Brasil ..................................................... 59
Tabla 5-2: Evolución de la demanda de gas natural.................................................... 64
Tabla 5-3: Evolución de las reservas de petróleo y gas natural................................... 65
Tabla 5-4: Producción de gas natural.......................................................................... 66
Tabla 5-5: Clientes de gas natural por segmentos ...................................................... 68
Tabla 5-6: Redes de distribución de gas natural ......................................................... 68
Tabla 5-7: Evolución de la importación de gas natural ................................................ 70
Tabla 6-1: Evolución de la participación del sector electricidad, gas y agua en el PBI. 81
Tabla 6-2: Balance de energía primaria 2006 ............................................................. 83
Tabla 6-3: Evolución de la participación del gas natural en la matriz energética ......... 85
Tabla 6-4: Empresas transportistas de gas natural ..................................................... 88
Tabla 6-5: Empresas distribuidoras de gas natural ..................................................... 88
Tabla 6-6: Empresas comercializadoras de gas natural .............................................. 89
Tabla 6-7: Evolución del consumo de gas natural en Chile ......................................... 93
Tabla 6-8: Consumo sectorial de gas natural .............................................................. 94
Tabla 6-9: Evolución de clientes de gas natural .......................................................... 94
Tabla 6-10: Evolución de la producción de gas natural en Chile ................................. 95
Tabla 6-11: Importación de gas natural por regiones .................................................. 96
Tabla 6-12: Evolución de importaciones de gas natural .............................................. 96
Tabla 6-13: Capacidad de transporte de gasoductos .................................................. 97
Tabla 6-14: Concesiones de distribución de gas natural ............................................. 98
Tabla 6-15: Proyección de consumo de gas natural.................................................. 103
Tabla 6-16: Pronósticos de producción de gas natural.............................................. 104
Tabla 6-17: Restricciones de gas natural desde Argentina ....................................... 106
Tabla 7-1: Producto Bruto Interno (Real – 1994)....................................................... 107
Tabla 7-2: Cargos Regulados por la CREG para Transportadora de Gas del Interior 127
Tabla 7-3: Cargos Convenidos de Entrada - Transportadora de Gas del Interior ...... 128
Tabla 7-4: Cargos Convenidos de Salida - Transportadora de Gas del Interior......... 129
Tabla 7-5: Tarifas de Distribución Residencial de Empresa Pública de Medellín ...... 130
Tabla 7-6: Consumo de gas natural en Colombia ..................................................... 131
Tabla 7-7: Reservas probadas de gas comercial ...................................................... 132
Tabla 7-8: Producción de gas natural en Colombia ................................................... 135
Tabla 7-9: Sistema de Transporte de Gas Natural .................................................... 136
Tabla 7-10: Evolución de usuarios de gas natural..................................................... 137
Tabla 7-11: Evolución de los usuarios finales de gas natural .................................... 137
Tabla 7-12: Participación sectorial del consumo de gas natural ................................ 144
Tabla 7-13: Declaración de producción de gas natural ............................................. 145
Tabla 7-14: Oferta de gas natural ............................................................................. 148
Tabla 8-1: Consumo de gas natural de la central termoeléctrica Machala Power ..... 162
Tabla 8-2: Producción de gas natural fiscalizada en Ecuador ................................... 162
174