regulacion gas natural peru

7/29/2019 Regulacion Gas Natural Peru

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Los proyectos de gas natural

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Regulacindel Gas Natural

en el Per:

Estado del Arte al 2008

Organismo Supervisor de la Inversin en Energa y MineraGerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria

Divisin de Gas Natural


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Regulacin del Gas Natural en el Per: Estado del Arte al 2008

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Publicacin elaborada por la Divisin de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria (GART)de OSINERGMIN y editada por Teps Group S.A.C. segn CLS OSINGERMIN-GART-032-2008.

Por la GART

Gerente Adjunto GART: Vctor Ormeo SalcedoGerente de Divisin de Gas Natural: Luis Espinoza QuionesAsesor Tcnico GART: Carlos Palacios OliveraEspecialistas: Daniel Hokama Kuwae

Virginia Barreda Grados

Por Teps Group

Editor Responsable: Pedro Hugo MoroteAsistente de Edicin: Gladis Espinoza CernaDiseador: Pablo Quispe Snchez

EdicinOSINERGMIN

Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria GARTDivisin de Gas NaturalAv. Canad 1460 San Borja Lima 14Telfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491

Copyright OSINERGMIN-GART 2008La reproduccin total o parcial de este documento y/o su tratamiento informco estn permidos, siem-pre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART.

ISBN: .


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Presentacin

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Presentacin

El gas natural, en el mundo, constuye la tercera fuente de energa despus del petrleo yel carbn. Durante los lmos 20 aos, las reservas de gas natural han crecido a un ritmo de5% anual aproximadamente, esmndose las reservas totales mundiales de este hidrocarburoen 150 billones de m3, lo cual, adems de su gran crecimiento como industria, demuestra la

gran importancia que ha venido adquiriendo como combusble e insumo industrial para eldesarrollo de las naciones.

El gas natural, si se compara con otras fuentes de energa, es el energco que ms beneciosbrinda, ya que es un combusble limpio (no contaminante) y ms econmico que otrosque existen en el mercado, entre los que estn el kerosene, el petrleo diesel, los petrleosresiduales, las gasolinas, el GLP y la electricidad (BT5).El transporte del gas signica una gran inversin econmica, ya que los campos y plantas dondese extrae el gas natural, generalmente, se encuentran lejos de los principales mercados deconsumo, por lo que el costo para transportarlo a ellos es elevado y ello incide en la distribucin.

Lo anterior es debido a que la mayor parte del gas natural se transporta por gaseoductos atravs de largos recorridos. Sin embargo, para distancias a los que estos lmos no puedenllegar, la logsca se opmiza mediante la licuefaccin del gas en plantas construidas ex profeso,y as poder transportarlo por barco en estado lquido, como gas natural licuado.

La industria de gas natural en el Per fue poco desarrollada hasta antes del inicio del ProyectoCamisea. Anteriormente a la explotacin de las reservas de Camisea la industria de gas naturalse desarroll bsicamente en Talara y Aguaya. La puesta en marcha del proyecto Camisea, enagosto de 2004, signic el ms grande paso dado por el pas para su independencia energca,bsica para su desarrollo econmico.

Actualmente, en el pas, el gas natural se uliza mayormente en la generacin de energaelctrica, desplazando a otros combusbles como el petrleo, el GLP y el carbn para generarla,


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con resultados posivos para todos los usuarios nales. Igualmente ha beneciado al sectorindustrial, residencial y transporte, ya que como combusble es ms barato que los otros queexisten en el mercado, generando mayor ahorro y/o ulidades.

Por estas razones el mercado de gas natural ha evolucionado rpidamente. El nmero deconsumidores y su demanda crecen en la medida que se expande la red de distribucin,

consolidndose el desarrollo de esta industria.Por sus caracterscas, el mercado de gas natural es un monopolio natural, por lo queOSINERGMIN, como organismo regulador, se ocupa de las tarifas y cargos que se generan dentrode la cadena de produccin de la industria del gas natural, manteniendo y fomentando losprincipios del libre mercado, pero, a su vez, teniendo en cuenta el bienestar de los consumidoresy el inters pblico.

Por ello, la funcin reguladora es un conjunto de acciones gubernamentales para controlar losprecios, ventas y decisiones de produccin de las empresas, como un esfuerzo para prevenir quelas empresas privadas tomen decisiones que podran afectar el bienestar de los consumidores

y del inters pblico. As la regulacin restringe y vigila las acvidades privadas (en su mayorason privadas aunque tambin lo puede hacer en el mbito pblico) con respecto a una reglaprescrita en el inters pblico., seala Jos Ayala.

De lo que se puede deducir, que la regulacin es la intermediacin gubernamental por mediode una polca pblica, cuyo objevo es modicar la conducta de los que parcipan en unaacvidad econmica. Ello supone el aumento del bienestar social o evitar la prdida del mismoal corregir la falla de mercado a la cual se dirige la accin gubernamental.

En el Primer captulo, de este documento, se presenta una visin general de la situacin del gasnatural en el mundo; en el Segundo, se explica cmo se emprenden y se convierten en realidad

los proyectos de gas natural; en el Tercero, se detalla el desarrollo del mercado peruano delgas natural, se expone sobre la incidencia del gas natural en la economa nacional y se detallanlas reservas de gas que ene el pas; en el Cuarto, se explica, desde el punto de vista de suscreadores y a profundidad, la denominada Garana por Red Principal y su aplicacin en la tarifanal elctrica y sus mecanismos de funcionamiento, y; nalmente, en el Quinto y lmo captulo,se describe cmo en nuestro pas se regula la industria de gas natural, desde las instucionesque ven su desarrollo hasta los que scalizan y regulan las tarifas y precios nales al usuario.

Esta publicacin ha sido elaborada por especialistas de la Gerencia Adjunta de RegulacinTarifaria de OSINERGMIN, con la nalidad de alentar el acceso al servicio de distribucin de gasnatural y difundir los aspectos tcnicos y regulatorios que contribuyan a la creacin y desarrollo

de una Cultura de Gas Natural, y como contribucin a la masicacin del consumo de estehidrocarburo.


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Introduccin

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Introduccin

El hito ms importante en el tema gas natural para el pas lo constuye el descubrimiento delos yacimientos de Camisea1 en la dcada de los 90. Dicho yacimiento cuenta con 13 tera piescbicos de gas natural lo cual equivale a 2 800 millones de barriles equivalentes de petrleo(BEP). De esta candad aproximadamente 700 millones de BEP corresponden a los condensados

y el restante (2 100 millones de BEP) al gas natural seco (metano ms etano).

A la luz de la importancia de Camisea, en el periodo 1994 a 1996, se expiden los reglamentosque regulan la extraccin, transporte, distribucin y comercializacin del gas natural as comolos lquidos del gas natural que son considerados como un producto equivalente a los derivadosdel petrleo (GLP, gasolinas, diesel y residuales).

En funcin de dichos reglamentos se rma el contrato del siglo (en materia de hidrocarburos) conel consorcio Shell-Mobil (SM) para desarrollar el yacimiento y extraer los productos comercialeshacia el mercado ms relevante para el proyecto de acuerdo a la concepcin de consorcio.

Luego de dos aos de administrar el proyecto en base al contrato de licencia, el consorcio SMdecide no connuar con el proyecto argumentando falta de rentabilidad del mismo cuando enrealidad no haba conseguido de parte del gobierno mayores facilidades a las establecidas enel contrato.

El fracaso del contrato del siglo puso en tela de juicio la forma en la que se haba concebido yestructurado el proyecto donde el licenciatario era el ms idneo para denir que le convenaal pas desde el punto de vista del gas natural, ya que se para de la lgica que lo bueno parael consorcio era tambin bueno para el pas. Lamentablemente esta concepcin se repite enmuchos contratos de hidrocarburos donde el manejo y denicin de la explotacin y venta delos productos se dejan en manos del privado y el estado slo espera una retribucin justa por

la licencia.1 Camisea est conformado por los yacimientos de Cashiriari, San Marn, Mipaya y Pagoreni.


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Ante esto, durante los aos 1998 y 1999 se trabajo en denir un nuevo esquema de desarrollopara el proyecto Camisea, donde el Estado no inverra dinero pero tambin comparera lasganancias de unas reservas probadas, y se cuidara de recibir ingresos mnimos por concepto deregalas.

En nuevo esquema se instrumento en la Ley 27133, Ley de Promocin del Desarrollo de laIndustria del Gas Natural, como una herramienta que dena el accionar del estado en losproyectos de gas natural y que adems establezca obligaciones mnimas al licenciatario de unyacimiento respecto a la comercializacin del gas natural en el mercado interno.

Un tema muy importante en la Ley 27133 es lo referente a la polca de precios del gas naturalpara el mercado interno y el manejo de los contratos de suministro. La ley busco que no existadiscriminacin y que los contratos sean homogneos para todo po de clientes de tal forma deevitar los problemas que existen en el mercado de combusbles lquidos donde exista una faltade transparencia en la cadena de comercializacin.

Adems, la Ley 27133 estableci un mecanismo de garana de demanda mnima al transporstapara reducir el riesgo de creacin del mercado, ya que sin esto no hubiera sido posible lasegmentacin de Camisea en las tres acvidades (produccin, transporte y distribucin) quehoy tenemos. El mecanismo de demanda mnima denominado GRP permite compensar altransporsta de la Red Principal por el servicio no vendido y necesario para cubrir un ingresomnimo garanzado.

Los recursos para pagar la GRP provienen del sector elctrico ya que a dicho sector se le ofreceuna tarifa de transporte como si el gasoducto estuviera a mxima capacidad y por tanto obenebenecios por tener un gas de bajo precio. Al nal es como si el sector elctrico absorbierael riesgo de desarrollo de Camisea y por tanto se haca merecedor a una tarifa especial en elgasoducto.

Luego de desarrollar el esquema bsico de Camisea y expedido los reglamentos complementarios,en el ao 2000 se concurso la explotacin del yacimiento y el desarrollo de la Red Principal detransporte, logrndose rmar los respecvos contratos en diciembre de 2000.

Desde el ao 2000 hasta el 2004, ao de inicio de la operacin de Camisea, el gobierno promulgonuevos reglamentos, modico los existentes y adapto los contratos de licencia y concesin conel objeto de apoyar en el desarrollo del proyecto. El apoyo decidido del gobierno permila operacin de Camisea en el empo esperado pero dejo latentes problemas de impactoambiental y manejo de comunidades que hasta hoy en da no estn resueltos.

En el ao 2005, el gobierno promovi cambios en los contratos de licencia, leyes y reglamentospara facilitar el proyecto de exportacin de gas natural denominado Per LNG. Para la ejecucinde dicho proyecto se requera tener garanzado una reserva mnima de gas natural de 4,4 TPC,lo cual no era posible alcanzar con los 2,4 TPC que ene el yacimiento de Pagoreni por lo que senecesitaba que el lote 88 le ceda (mediante un contrato de venta) casi 2 TPC a Per LNG paraque este lo exporte libremente.

El contrato de licencia original del lote 88 permite la exportacin del gas natural pero ponecomo una condicin permanente que se garance el abastecimiento del mercado interno paralos siguientes 20 aos, lo cual colocaba al proyecto de exportacin en una posicin de menornivel respecto al mercado interno.

El cambio introducido al contrato y a la Ley 27133 sealaron que la evaluacin de los 20 aosse haga slo una vez, y que luego de rmado el contrato de suministro entre el Productor del


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Introduccin

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lote 88 y Per LNG ya no habra revisin del alcance de las reservas para abastecer al mercadointerno.

Desde el ao 2004 hasta el 2008 la demanda de gas natural para el mercado interno crecidesde casi 60 a 300 millones de pies cbicos por da (MPCD), lo evidencio la alta aceptacinque ene el gas natural debido a su bajo precio respecto a los sustutos. Adems, la proyeccin

de la evolucin indicaba que se podra alcanzar los 600 MPCD en el 2010 y por consiguiente senecesitaba mayor capacidad de produccin y transporte.

Lamentablemente, luego de 3 aos de haber cambiado el contrato de licencia a favor de laexportacin del gas natural nos damos cuenta que no tenemos gas del lote 88 para desarrollarnuevos gasoductos que permitan desconcentrar el consumo en Lima de tal forma que eldesarrollo del norte y sur del pas debern postergarse hasta garanzar la recuperacin de lainversin en los transportes.

Los expertos del sector hidrocarburos localizados en Perupetro y el Ministerio de Energa yMinas conan en que se encontrar ms reservas de gas natural, pero lamentablemente los

resultados de los contratos exploratorios darn mayor certeza de lo que tenemos en los aos2011 a 2013.

Un tema que hoy pasa desapercibido es que durante la poca de Shell Mobil, el proyectoCamisea inclua al yacimiento de Pagoreni, pero cuando se concurso el nuevo lote 88 se excluyoa Pagoreni como una medida de reservar para el Estado una parte de la reservas en caso setuviera una situacin imprevista respecto al mercado interno. Lamentablemente esta estrategiade polca energca no fue seguida por los siguientes gobiernos quienes entregaron el lote 56(Pagoreni) a Per LNG para que lo exporte libremente.

Otro tema que el esquema regulatorio del gas natural no ha sopesado es la naturaleza de los

gasoductos desarrollados por los licenciatarios para llevar el gas natural hasta su mercado. Hoyla ley y reglamentos permiten ductos de uso propio con acceso exclusivo del licenciatario sinposibilidad de acceder a la capacidad excedente del gasoducto, esto coloca en desventaja alEstado al no poder ordenar el uso de dichos excedentes en caso se requiera para el desarrollodel mercado interno.

Los problemas detectados en el ao 2008 y la crisis energca que se avecina en los siguientestres (3) aos no indican la necesidad de ajustar los reglamentos para sealar la prioridad delmercado interno y la subordinacin que todo proyecto privado debe tener dentro de la polcaenergca nacional que busque la seguridad interna como primer objevo.

En la bsqueda y comprensin del desarrollo del gas natural en el mundo y en el Per se presentadiversas secciones donde se analiza desde el punto de vista regulatorio la problemca deldesarrollo de este energco y el rol que debe cumplir el Estado.

La seccin sobre el anlisis de la regulacin del mercado internacional y la problemca de lataricacin fue desarrollada en base a los documentos elaborados en ingles por el consultor deorigen francs Karin Faid. Agradecemos sus enseanzas en los temas de comercializacin delgas natural y el desarrollo de contratos de licencia donde hizo mucho hincapi en lo equilibradoque deben ser para que el negocio sea sostenible para ambas partes.

La regulacin de tarifas de gas natural en Lima y Callao est en evolucin y se espera para el

2009 tener una nueva estructura de tarifas que permita evitar los problemas de evasin detec-tados en los clientes de alto consumo. El mensaje del marco normavo es que la distribucin es


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un costo estampillado y por tanto no se paga por punto de conexin ni uso efecvo de la red, yaque existen economas de escala y de alcance en una red que no puede dividirse en cada pode usuario en especial.

Se ene claro que lo que debe procurar la regulacin es tener una tarifa que cubra el costo dedesarrollo de la red y que a la vez proporcione a cada po de usuario el ahorro necesario para

pagar su conversin al gas natural y no senrse discriminado al soportar l los costos de todala red.


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2.3. Organizacin de la estructura del proyecto ........................................................................372.3.1. Compaa de gas ............................................................................................................. 382.3.2. Comercializacin.............................................................................................................. 392.3.3. Transporte .......................................................................................................................392.3.4. Distribucin ..................................................................................................................... 393. Economa de los gasoductos.................................................................................................. 40

3.1. Base del diseo de tarifas ................................................................................................... 413.2. Metodologa para el clculo de las tarifas .......................................................................... 413.3. Ejemplos de clculo de tarifas ............................................................................................434. Tarifas de transporte .............................................................................................................444.1. Qu es la tarifa? ................................................................................................................444.2. Cargos por transporte......................................................................................................... 454.3. Diferentes pos de tarifas ..................................................................................................454.4. Elementos de una tarifa de gas ..........................................................................................484.5. Empaquetamiento del precio .............................................................................................485. Gas natural y la generacin elctrica .....................................................................................485.1. Principales benecios de las turbinas de gas .....................................................................48

5.2. Principales benecios y desventajas de los Ciclos Combinados .........................................495.3. Indicavos de los rdenes de preferencia entre tecnologas .............................................495.4. Lgica del despacho por orden de mritos ........................................................................496. Venta del gas natural para la generacin elctrica ................................................................506.1. Problema del criterio de operacin ....................................................................................506.2. Solucin al criterio de operacin ........................................................................................506.3. Competencia Gas-Hidroelectricidad ...................................................................................51

Captulo III: El mercado peruano del Gas Natural

1. Resea histrica ....................................................................................................................53

1.1. Yacimiento de Aguaya ......................................................................................................531.2. Yacimientos de la costa norte .............................................................................................531.3. Proyecto Camisea ...............................................................................................................561.3.1. Descubrimiento ...............................................................................................................561.3.2.Parda de Shell.................................................................................................................581.3.3. La denicin del Nuevo Camisea .................................................................................591.3.4. Contrato con Pluspetrol ................................................................................................... 591.3.5. Estructura del proyecto .................................................................................................. 591.3.6. Regulacin de los precios ................................................................................................602. Anlisis del ducto de Camisea ...............................................................................................652.1. Magnitud del ducto ............................................................................................................ 65

2.2. Energa almacenada en el reservorio ................................................................................. 662.3. Composicin del reservorio ................................................................................................ 732.4. Valor del yacimiento ........................................................................................................... 743. Situacin comercial del gas natural ....................................................................................... 833.1. Produccin del gas natural .................................................................................................833.2. Venta de gas natural ...........................................................................................................843.3. Consumo del gas natural ....................................................................................................864. Estructura de la industria peruana de gas natural .................................................................884.1. Actores de la industria de gas natural de Camisea .............................................................895. Impacto del Gas Natural en la economa nacional ................................................................905.1. En el sector residencial ....................................................................................................... 90

5.2. En el sector industrial ....................................................................................................... 1025.3. En el sector transporte ..................................................................................................... 105


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ndice

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5.4. En el sector elctrico ........................................................................................................ 110a) Costos de produccin para generar electricidad ................................................................. 110i. Ciclo combinado a Gas Natural ............................................................................................. 115ii. Ciclo simple a Gas Natural ................................................................................................... 116iii. Turbina a vapor operado con carbn .................................................................................. 117iv. Motor Diesel operado con Residual N 6 ............................................................................ 118

v. Motor Diesel operado con Diesel N 2................................................................................. 119vi. Turbina de gas operado con Diesel N 2 ............................................................................. 120

Captulo IV:Garana por Red Principal (GRP)............................................................................................. 121

1. Denicin de la GRP ............................................................................................................ 1212. Base Legal de la GRP ............................................................................................................ 1243. Sustento de los creadores del mecanismo .......................................................................... 1243.1. Perspecva elctrica......................................................................................................... 1253.2. Perspecva gas natural..................................................................................................... 129

3.2.1. Fundamentos de la GRP ................................................................................................ 1333.2.2. Funcionamiento de la GRP ............................................................................................ 1373.2.3. Impacto de las GRP en las tarifas elctricas .................................................................. 1443.2.4. Cuancacin de los benecios y costos producto de la GRP.......................................1474. La GRP de Camisea .............................................................................................................. 1504.1. Recaudacin de la GRP ..................................................................................................... 153

Captulo V:Regulacin del Gas Natural en el Per .................................................................................... 155

1. Marco Regulatorio ............................................................................................................... 155

2. Esquema Instucional ......................................................................................................... 1573. Esquema tarifario del gas natural en el Per ....................................................................... 1583.1. Precio del Gas Natural al usuario nal.............................................................................. 1583.1.1. La actualizacin de precios y tarifas de Camisea ........................................................... 1603.2.La tarifa inicial en Talara .................................................................................................... 1674. Procedimientos regulatorios ............................................................................................... 1684.1. Camisea ............................................................................................................................ 1684.1.1. Los precios de gas natural en boca de pozo ............................................................... 1694.1.2. Red Principal de Camisea .............................................................................................. 1694.1.3. Red de distribucin de Lima y Callao ............................................................................. 1734.1.4. Otros componentes ....................................................................................................... 176

4.2. Parias (Talara) ................................................................................................................. 1814.2.1. Tarifa de distribucin de gas natural por red de ductos ................................................ 1814.2.2. Topes mximos por la Acomeda, tubera de conexin e inspeccin y habilitacin.....1824.2.3. Cargos mximos de mantenimiento de acomeda ....................................................... 1834.2.4. Cargos mximos por corte y reconexin ....................................................................... 183Captulo VI: Conclusiones ........................................................................................................ 185

1.Conclusiones......................................................................................................................... 185


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El gas natural en el mundo

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Captulo IEl gas natural en el

mundo

Para tener una visin panormica de la industria del gas natural en el mundo, en primer lugar esnecesario conocer el desarrollo de las reservas, los niveles de produccin y la demanda futura delhidrocarburo, as como la duracin de dichas reservas para mantener el rgimen producvo.

En el ao 2005, las reservas mundiales de gas natural fueron de 180 Tera1 m3 (6350 Tera pies

cbicos) mientras que en el 1980 stas eran de 84 Tera m3

, lo cual signica que en 25 aos sehan incrementado en 114%, es decir, que han crecido a una tasa media anual de 3,1%. En el ao1980 la regin que tena ms reservas era Europa y Euro Asia (fundamentalmente Rusia), pero25 aos despus la regin con ms reservas de gas natural es el Medio Oriente, segn los datosque se muestran en el Grco N 1.1.

Grco N 1.1Reservas de gas natural por regin

Fuente: Propia

1Tera = 1 000 000 000 000 000 = 1012 = 1 000 Gigas.

1

10

100

1,000

Terametroscbicos

Norte Amrica Centro y Sur Amrica Europa y Euro Asia Medio OrienteAfrica Asia Pac co Total


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Actualmente Europa y Euro Asia ms el Medio Oriente concentran las tres cuartas partes delas reservas mundiales de gas natural. En el ao 2005, el Medio Oriente concentraba el 40% deestas reservas-. (Ver Grco N 1.2)

Grco N 1.2Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por regin

Fuente: Propia

Al ao 2005, las regiones de Norte Amrica y de Centro y Sur Amrica tenan la misma

proporcin de las reservas mundiales con un 4% cada una. Es importante sealar que en 1980Norte Amrica tena el 12% de las reservas mundiales, pero por el crecimiento de la produccinaunado al incremento de las reservas del Medio Oriente redujo su parcipacin a slo el 4% delas mismas, tal como se muestra en el Grco N 1.3.

Grco N 1.3Reservas de Gas Natural por regin

Fuente: Propia

1%

10%

100%

Norte Amrica Centro y Sur Amrica Europa y Euro AsiaMedio Oriente Africa Asia Pac co


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De todas las regiones, Norte Amrica es la nica que presenta una tasa negava de crecimientoen un periodo de 25 aos, mientras que la de Medio Oriente manene una tasa posiva deincremento de entre 4% y 6% anual. Los mayores niveles de crecimiento se observan en los aosprevios a 1995, debido a las crisis del petrleo que incenvaron el desarrollo de la industria delgas natural. (Ver Grco N 1.4)

Grco N 1.4Crecimiento de las Reservas de Gas Natural por regin

Fuente: Propia

1. Consumo de gas naturalPor el lado del consumo de gas natural por regin, se observa que en los lmos 40 aosla que ms creci fue la de Europa y Euro Asia. En el ao 2005, esta regin present unconsumo medio anual de 110 Giga2 pies cbicos por da, siendo la de Norte Amrica lasegunda en tamao con 75 Giga pies cbicos por da.

La regin Asia Pacco presenta tambin un crecimiento explosivo en el consumo de gasnatural debido al desarrollo industrial de Japn, Corea, China y otros pases. La tasa decrecimiento anual de consumo de gas natural de esta regin est entre 7% y 8% anual,tal como se puede observar en el Grco N 1.5.

Durante la crisis del petrleo de la dcada de 1980, la regin Norte Amrica presentuna tasa de crecimiento negava, debido a polcas orientadas a sustuir los hidrocar-buros y al control de precios en los yacimientos existentes de gas natural. A parr de1985, recupera el nivel de consumo de gas natural debido a la desregulacin de loscampos petrolferos, tal como se muestra en el Grco N 1.6.

La regin de Centro y Sur Amrica presenta una tasa de crecimiento casi constante deentre 4% y 6%, siendo en la segunda mitad de la dcada de 1980 que presenta una tasamedia anual posiva del 9%. En cualquier caso, las tasas de crecimiento del consumo enlos lmos 20 aos son menores a las obtenidas en la dcada de 1970.

2Giga = 1 000 000 000 000 = 109.


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Grco N 1.5Consumo de Gas Natural por regin

Fuente: Propia

Grco N 1.6Crecimiento del consumo de Gas Natural

Fuente: Propia

El Grco N 1.7 muestra el consumo mundial de gas natural en el ao 2007, expresadoen billones de m3.

-4%

-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

+12%

+14%

+16%

1965

-197

0

1970

-197

5

1975

-198

0

1980

-198

5

1985

-199

0

1990

-199

5

1995

-200

0

2000

-200

5-8%

-4%

+0%

+4%

+8%

+12%

+16%

+20%

+24%

+28%

+32%

Africa,AsiaPacco

Norte Amrica Centro y Sur Amrica Europa y Euro Asia

Medio Oriente Africa Asia Pac co

0

10

20

30

40

50

60

196

5

1967

196

9

197

1

197

3

197

5

1977

197

9

198

1

198

3

198

5

1987

198

9

199

1

199

3

199

5

1997

199

9

200

1

200

3

200

5

Gigapiescbicospor

da

0

20

40

60

80

100

120

NorteAmrica,E

uropayE

uroAsia

Centro y Sur Amrica Medio Oriente AfricaAsia Pac co Norte Amrica Europa y Euro Asia


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Grco N 1.7Consumo mundial de gas natural en el ao 2007

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ

2. Precios del gas natural

En lo que respecta a los precios internacionales del gas natural, el Grco N 1.8 muestraque en el periodo de los aos 1988 - 1999, se presentaron los precios ms bajos, debido ala inuencia de los precios de petrleo. Generalmente los precios del gas natural son ms

altos en los mercados de consumo (Japn, Europa, OECD, UK) que en las zonas productoras(Alberta y Henry Hub).

Total Mundo

AustraliaPaquistn

Tailandia

Malasia

Indonesia

Corea del Sur

India

China

Japn

Asia - Oceana

Arabia Saudita

Irn

Oriente MedioEgipto

Argelia

frica

Rumania

Turkmenistan

Kazakhstan

Bielorrusia

Uzbekistan

Ucrania

Rusia

Europa Oriental y CEI

Espaa

Francia

Paises Bajos

Italia

Reino Unido

Alemania

Europa Occidental

Chile

Brasil

Mjico

Argentina

Amrica Central y SurCanad

Estados Unidos

Amrica del Norte

0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800

0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 100 200 300 400 500 600 700 800

649,1

742,0

92,9190,2

44,1

59,9

19,8

4,2

524,7

84,2

91,1

83,6

39,3

46,8

35,2658,8

423,9

66,1

n.d

16,4

90,2

26,3

31,8 299,5

111,8

75,9

445,9

92,9

71,8

41,7

34,6

23,4

32,9

35,3

30,828,8

2951,3

n.d

n.d

n.d


20/192


18

Grco N 1.8Precio del Gas Natural

Fuente: Propia

Un hecho curioso es que, a parr del ao 2002, los incrementos de precios del gas naturalen el Japn no han sido tan fuertes como los ocurridos en los otros mercados. Esto sedebe a que los contratos de importacin de los consumidores japoneses (en su mayora

empresas elctricas) enen frmulas de indexacin de precios con parcipacin delcarbn como sustuto elctrico.

3. Relacin Reservas/Produccin

La relacin Reservas / Produccin (R/P) mide el nmero de aos que las reservas de gasnatural alcanzaran si se mantuviera el nivel de produccin actual. Lamentablemente esteindicador no reconoce la tasa de crecimiento que puede tener la produccin del pas,ya que asume que dicha produccin es constante. Para corregir esto se ha denido lasiguiente frmula:

En donde:

i = Tasa de crecimiento

R= Reservas

P= Produccin del ao base

De acuerdo con esta nueva frmula de duracin de las reservas, a la fecha el mundo eneuna seguridad de abastecimiento de gas natural de aproximadamente 40 aos.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1,98

4

1,98

6

1,98

8

1,99

0

1,99

2

1,99

4

1,99

6

1,99

8

2,00

0

2,00

2

2,00

4

US$/millndeBTU

Japn Unin Europea UK Henry Hub Alberta OECD


21/192


19

Grco N 1.9Produccin de Gas Natural en el mundo (Giga m3)

Fuente: Propia

Para evitar los saltos en la evaluacin de la frmula de duracin de reservas con tasa decrecimiento de la produccin, se ha considerado una tasa media mvil de un periodo decinco aos, y de tal forma alisar los picos y las depresiones. Por ejemplo en los lmos 10aos la tasa media de crecimiento de la produccin mundial de gas natural estuvo entre2% y 3%.

Grco N 1.10Crecimiento del Gas Natural en el mundo

Fuente: Propia

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1,97

0

1,97

2

1,97

4

1,97

6

1,97

8

1,98

0

1,98

2

1,98

4

1,98

6

1,98

8

1,99

0

1,99

2

1,99

4

1,99

6

1,99

8

2,00

0

2,00

2

2,00

4

Gigam

3

0

10

20

30

40

50

60

Aos

Produccin Ratio R/P con cre cimiento

-1%

+0%

+1%

+2%

+3%

+4%

+5%

+6%

+7%

+8%

+9%

+10%

1,97

0

1,97

2

1,97

4

1,97

6

1,97

8

1,98

0

1,98

2

1,98

4

1,98

6

1,98

8

1,99

0

1,99

2

1,99

4

1,99

6

1,99

8

2,00

0

2,00

2

2,00

4

Tasa Anual Tasa Media Mvil (5 aos)


22/192


20

En el caso de la regin Norte Amrica, la tasa media de crecimiento de la produccinest entre 0% y 2%, por lo que la evaluacin de la frmula de reservas versus produccin,considerando el crecimiento, arroja un valor de 9 aos a 2005.

Grco N 1.11Produccin de Gas Natural en Norte Amrica

Fuente: Propia

Grco N 1.12Crecimiento del Gas Natural en Norte Amrica

Fuente: Propia

0

100

200

300

400

500

600

700

800900

1,97

0

1,97

2

1,97

4

1,97

6

1,97

8

1,98

0

1,98

2

1,98

4

1,98

6

1,98

8

1,99

0

1,99

2

1,99

4

1,99

6

1,99

8

2,00

0

2,00

2

2,00

4

Gigam

3

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

Aos

Produccin Ratio R/P con cre cimiento

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004



23/192


21

En el caso de la regin Centro y Sur Amrica, la tasa media de crecimiento de la produccinest entre 4% y 8%, por lo que la evaluacin de la frmula de reservas versus produccin,considerando el crecimiento, arroja un valor de 20 aos a 2005.

Grco N 1.13Produccin de Gas Natural en Centro y Sur Amrica

Fuente: Propia

Grco N 1.14

Crecimiento del Gas Natural en Centro y Sur Amrica

Fuente: Propia

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

Gigam

3

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Aos

Produccin Ratio R/P con crecimiento

-2%

+0%

+2%

+4%

+6%

+8%

+10%

+12%

+14%

+16%

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004



24/192


22

En el caso de la regin de Europa y Euro Asia, la tasa media de crecimiento de la produccinde gas natural est entre 0% y 2%, por lo que la evaluacin de la frmula de reservasversus produccin, considerando el crecimiento, arroja un valor de 37 aos a 2005.

Grco N 1.15Produccin de Gas Natural en Europa y Euro Asia

Fuente: Propia

Grco N 1.16

Crecimiento del Gas Natural en Europa y Euro Asia

Fuente: Propia

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

Gigam

3

0

15

30

45

60

75

90

Aos

Produccin Ratio R/P con cre cimie nto

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004



25/192


23

Cuadro N 1.1Modelo Gas Natural en Lanoamrica

Fuente: Propia

4. Reservas probadas de gas natural en el mundo

De acuerdo a Oil and Gas Journal, el gas natural a nales de 2007 registraba un insignicanteincremento en las reservas a nivel mundial, equivalentes a 88 billones de metros cbicos(109), aproximadamente.

Las regiones con el incremento ms notable de reservas de gas natural fueron las de Amrica,donde crecieron en conjunto un 5,3%. El mayor descenso se produjo en Europa Occidental,con una cada esmada en 5 %, segn se muestra en el Cuadro N 1.2.

Cuadro N 1.2Reservas mundiales probadas de gas natural (1)

(Miles de billones de m3)

(1) Datos referidos a principios de cada ao.Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

Chile

Per

Colombia

Mxico

Argentina

Bolivia

Brasil

Ecuador

Venezuela

Produccin Transporte Distribucin

Libre Libre Libre

Libre con Audiencia Regulado Regulado

Libre Regulado Regulado

Regulado Regulado Regulado




Monopolio Administrado por el Estado (CRE) con Concesiones

Monopolio Administrado por el Estado

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2007 2008

Amrica del Norte

Amrica Central y Sur

Europa Occidental


frica

Oriente Medio

Asia -Oceana

Total

9,4

1,9

3,6

12,5

3,8

6,6

1,6

39,4

8,5

2,4

4,1

24,2

5,2

15,3

3,4

63,1

8,0

4,4

3,9

31,6

5,7

18,5

4,8

76,9

8,4

5,4

5,7

38,0

5,9

25,9

7,0

96,3

7,5

6,9

5 ,5

52,5

8,5

37,8

10,6

129,3

6,5

7,8

6,2

58,9

9,9

44,7

13,1

147,1

6,5

7,7

7,7

56,5

11,4

54,8

12,2

156,8

7,1

7,4

6,1

57,5

14,1

72,5

13,8

178,5

7,6

8,0

5,6

57,9

14,5

73,0

15,1

181,8

7,8

8,7

5,3

57,9

14,6

72,5

15,0

181,9


26/192


24

Cuadro N 1.3Reservas mundiales probadas de gas natural

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

2004 2005 2006 2007 20086 956

5 353

1 603

7 2434 219

782

612

588

421

245

247

6 281

3 188

1 492

905207

135

57 734

48 000

2 900

1 900

1 860

1 350

1 105

305

13 925

5 0554 545

1 756

1 491

269

72 640

27 570

25 783

6 754

5 620

3 170

1 572

830

479

13 925

1 823

2 770

2 594

2 464

854

790

428

433

345

7 051

5 451

1 600

7 3784 287

757

542

532

419

326

325

6 091

3 159

1 449

826191

125

57 532

47 800

2 860

1 900

1 860

1 350

1 110

295

14 118

5 1174 545

1 869

1 491

270

72 544

27 500

25 783

6 834

5 660

3 170

1 572

690

479

13 819

2 020

2 769

2 403

2 272

923

798

428

422

343

7 427

5 787

1 640

7 2644 315

740

439

530

412

306

338

5 850

3 108

1 387

728178

117

57 863

47 820

2 860

1 900

1 850

1 350

1 100

628

14 280

5 1544 504

1 895

1 491

270

72 488

27 495

25 636

6 900

5 700

3 170

1 572

690

479

14 455

2 270

2 769

2 429

2 480

1 101

852

428

407

340

7 625

5 977

1 648

8 0345 100

740

446

480

392

348

335

5 593

3 022

1 316

684155

94

57 875

47 814

2 860

1 900

1 870

1 350

1 100

628

14 493

5 2154 504

2 047

1 491

270

73 031

27 575

25 636

7 154

5 700

3 170

1 780

690

485

15 153

3 000

2 659

2 485

2 480

1 075

865

435

392

331

7 828

6 173

1 655

8 6745 565

817

437

480

376

395

319

5 320

2 905

1 316

585155

54

57 874

47 814

2 860

1 900

1 870

1 350

1 100

628

14 648

5 2754 428

2 047

1 419

1 287

72 543

26 455

25 490

7 546

5 700

3 168

1 813

690

485

15 005

3 000

2 553

2 455

2 745

1 075

865

285

392

331

Amrica del Norte

Estados Unidos

Canad

Amrica Central y SurVenezuela

Bolivia

Argentina

Trinidad y Tobago

Mjico

Brasil

Per

Europa Occidental

Noruega

Pases Bajos

Reino UnidoAlemania

Italia


Rusia

Turkmenistn

Kazajstn

Uzbekistn

Azerbaijn

Ucrania

Rumana

frica

NigeriaArgelia

Egipto

Libia

Angola

Oriente Medio

Irn

Qatar

Arabia Saudita

Abu Dhabi

Irak

Kuwait

Omn

Yemen

Asia - Oceana

China

Indonesia

Australia

Malasia

India

Paquistn

Papua - Nueva Guinea

Bangladesh

BruneiTotal 178 704 178 533 179 627 181 804 181 892


27/192


25

Los pases que han incrementado sus reservas de gas natural han sido Angola, Brasil,Malasia y Bolivia. Mientras que los que han sufrido con mayor fuerza una baja son Italia,Papa-Nueva Guinea y Reino Unido (Ver Cuadro N 1.3)

Oriente Medio ene el 40% de las reservas mundiales, seguido de Europa Oriental y lospases de la CEI, con el 32%, en nmeros redondos.

La Federacin Rusa cuenta con las mayores reservas conocidas del mundo, evaluadas en47 800 billones de m3 de gas, el 26,3% del total mundial.

Irn se ubica en segundo lugar, con el 14,5% de las reservas, seguido por Qatar (14%),Arabia Saudita (4,1%), Abu Dhabi (3,1%), Venezuela (3%) y Nigeria, con 5 275 billones dem3 de gas natural, equivalentes al 2,9% de las reservas mundiales.

5. Produccin de gas natural en el mundo

En Oriente Medio, Asia, Amrica Central y Sur y frica, las cifras de produccin muestranvalores en alza, aunque ligeramente por debajo que los raos observados en los aosrecientes. China es el pas donde la produccin ha aumentado de forma ms pronunciadaen 2007, con una tasa del 16%, que llega hasta los 68 billones de m3.

Cuadro N 1.4Produccin Comercializada de gas natural en el mundo

(Billones de m3)

Fuente: CEDIGAZ y Oil and Gas Journal

6. Caracterscas y tendencias de la industria del gas natural

6.1. La cadena del gas natural

La caractersca peculiar de la industria del gas natural puede resumirse al observar sunaturaleza y al hecho simple de que, de todos los combusbles trmicos, el gas natural esel nico que es gaseoso, ya que no es un combusble lquido o uno slido.

Este mismo hecho ene efectos profundos en las formas por las cuales se estructura laindustria y los trminos en los cuales se hacen los negocios. La viabilidad del negocio delgas natural es muy sensible al tamao, al coeciente de carga y a las distancias. El conceptode la cadena del gas natural es muy bsico. El gas puede ser transportado mediante unsistema de tuberias desde el nal del campo hasta la extremidad de la hornilla (cocina oquemador) y mediante barcos metaneros, los que sirven como medio de transporte delGas Natural Licuado.

Las cadenas del gas natural se pueden converr en redes complejas y penetrar profunda-mente en los mercados de la energa, tal como sucede en los Estados Unidos y en Europa.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2006 2007

Amrica del Norte

Amrica Central y Sur

Europa

Europa Oriente y CEI

frica

Oriente Medio

Asia - Oceana

Total

651,8

34,5

79,7

234,2

3,4

19,5

17

1 040,1

619,7

43,7

176,6

336,1

12,5

37,6

37,3

1 263,5

624,4

65,5

199,1

484,4

27,2

44,1

74,1

1 518,8

548

73,5

196,3

699,4

51,3

64

109,7

1 742,2

611,7

85

196,7

855,1

70,9

99,9

149

2 068,3

685,3

99,6

238,8

737,7

85,1

146,9

210,5

2 203,9

720,8

134,1

280,3

746,6

125,7

213,2

271,2

2 491,9

697,6

177,4

298,5

775,2

172,8

317,3

361,6

2 800,4

710,2

185,9

290,7

798,8

186,5

338,4

367,7

2 878,2

728,6

197,9

279,8

807,8

196,6

355,4

385,2

2 951,3


28/192


26

Sin embargo, stas son instalaciones rgidas incapaces de mercados que se pueden captu-rar ms all del alcance de la tubera. Por el contrario, los combusbles lquidos y slidosse pueden entregar a corto plazo a cualquier desno.

Debido a esta caractersca el gas natural ene considerablemente ms patrones comunescon la electricidad que con el petrleo o el carbn. La preocupacin ms importante enestas dos industrias de redes est en los coecientes de carga y en las tarifas.

6.2. El comercio del gas natural

El transporte del gas natural por tuberas, que es la opcin ms comn, es unas cuatro ocinco veces ms costosa que el transporte del petrleo por los mismos medios.

El petrleo y el carbn enen otras opciones de transporte con relacin a las tuberas, talescomo los sencillos cargos a granel, que son convenientes para el transporte internacionalpor el mar. Adems, como combusbles, son fcilmente almacenables cerca de mercadosexibles y pueden buscar los puntos u oportunidades a corto plazo. En resumen, sonverdaderas materias o mercancas internacionales.

Esto mismo no se puede decir del gas natural, el cual est inexorablemente obligado a laseconomas de la distancia debido a la relacin entre los altos costos de transporte, los altoscostos de almacenaje, y la necesidad de los mercados que pueden requerir capacidadesde reserva para atender sus eventualidades. En este sendo la industria del gas naturaltambin es muy similar a la industria de la electricidad.

Las consecuencias de los altos costos del transporte son realmente bsicas para elcomercio del gas natural. El gas natural es un commodity local o, en el mejor de loscasos, regional, porque no puede escaparse de su radio econmico, tal como ocurre en elamplio mundo del petrleo o el carbn.

La importancia de la distancia en el negocio del gas natural est claramente demostrada por

la muy elevada porcin ( 77%) de gas que se vende dentro del pas en donde se produce.Del 23% restante, ms de la mitad es gas inter-regional, es decir, cruza las fronteras delos pases vecinos (Por ejemplo, Noruega abastece a Alemania y el Canad a los EstadosUnidos de Norte Amrica), por lo cual este hidrocarburo sigue siendo, esencialmente, gasde distancia corta.

Menos del 11% de todo el negocio del gas se puede considerar como gas de largadistancia, e incluso este gas no viaja por el mundo, como el petrleo. El gas de largadistancia viene de grandes proyectos que explotan las economas de escala, y los altoscoecientes de carga.

En conclusin, sin la liquidez sica del petrleo crudo, el gas natural est condenado ainfraestructuras rgidas y costosas que limitan el comercio a largas distancias. Estasinfraestructuras inducen adicionalmente la no-liquidez y la no-homogeneidad delmercado del gas.

No existe mercado del gas natural mundial Existen varios mercados nacionales yregionales del energco. Dada la estructura del mercado mundial, el gas natural hacefrente a la competencia de las referencias energcas regionales y no se puede referir aun marcador internacional del precio, como s sucede en el caso del petrleo.

En el mundo existen tres principales mercados regionales del gas natural, a saber:Norte Amrica, Europa y Asia del Este, los mismos que se muestran en el Grco N1.17. Se puede resaltar que los tres presentan diferencias signicavas en el precio delhidrocarburo.


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Grco N 1.17Principales mercados regionales del Gas Natural

Fuente: Propia

Los fundamentos de la denicin del precio, en un mercado dado del gas, se ligan ala especicidad de ese mercado. Esta especicidad es expresada por determinadosparmetros como:

La organizacin: mercado regulado o desregulado, monopolsco o compevo.

Los pos de usuarios nales: industria, generacin de energa elctrica, comercios,residencial

El nmero de vendedores, compradores, y comercializadores.

La madurez.

6.3. La onda de liberalizacin

Como en muchas industrias entre las que est incluida la industria de la energa elctrica,actualmente existe en los mercados una onda de liberalizacin, la que necesariamentemodica tambin el desenvolvimiento de la industria del gas en las varias partes del mundodonde se da, introduciendo la dinmica de la competencia en una industria caracterizadatradicionalmente por su rigidez y conservadurismo.

Esta tendencia, en curso hacia la liberalizacin, que comenz en los Estados Unidos,est pasando por diferentes etapas en los diversos mercados, golpeando duramente alos monopolios establecidos y forzando a la industria del gas natural a ser cada vez ms

sensible a las necesidades del cliente y a las fuerzas del mercado.El movimiento de la regulacin a la desregulacin se ha presentado picamente de lamanera siguiente:

Las races de la regulacin descansan en los altos costos de las grandes infraestructuras,redes de tuberas de gas o redes de cables de electricidad, por ejemplo, ya que serademasiado aventurado para las compaas privadas construirlas sin la garana delgobierno para recuperar la inversin.

El gobierno, por lo tanto, garanza una rentabilidad concediendo a determinadacompaa una licencia monoplica en un rea geogrca especca.

Para proteger a los consumidores, el gobierno interviene regulando el precio.

USA

Canad

Oeste de Europa

Noruega

RusiaArgelia

Japn

Indonesia

Medio OrienteAustralia

Oeste

Norte Amrica

Centro

EuropaEste del Asia


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En este escenario las compaas enen un menor incenvo para adoptar nuevastecnologas y prccas de gerencia que ahorren costos al tener los beneciosgaranzados, virtualmente bajo contrato.

Los grandes usuarios del servicio se dan cuenta que podran pagar menos si ellosmismos se proporcionaran el servicio, si usaran mejores tecnolgicas o aplicaranmejores prccas de gerencia, con lo que presionan para la reduccin de precios.

Las agencias del estado, impacientes en introducir ms ecacia en el sistema y bajar elprecio del servicio, abren partes del servicio a la competencia de las compaas.

La desregulacin describe as un cambio a travs del cual muchas compaas compitenpara ofrecer productos y servicios que, previamente, bajo regulacin, fueron ofrecidos atravs de una compaa controlada.

El primer paso en la desregulacin es hacer que esta compaa individualice o separesus servicios en partes, algunas abiertas a la competencia mientras que otras no.

La desregulacin del gas natural y la electricidad, segn lo previsto, actualmente en losEstados Unidos de Norte Amrica y en otras partes del mundo no involucra los cables y lastuberas a travs de los cuales los clientes reciben los servicios.

Los cables y tuberas siguen siendo controlados (regulados), pero muchas compaascompern para vender el producto, sea ste electricidad o gas natural.

6.4. La industria del gas natural en Estados Unidos de Norte Amrica

(EE.UU. de N.A.)

Hasta hace slo 25 aos en EE.UU. de N.A., la estructura de la industria del gas natural eraalgo simple. Los productores del hidrocarburo exploraban para producir y vender gas nat-ural a las compaas transporstas (propietarias de las tuberas o gasoductos). Estas com-

paas transportaban el gas y lo vendan a los monopolios locales de la distribucin delgas natural. Por lo tanto, las empresas de servicio pblico (ulies) eran las que vendanel gas a los clientes.

Posteriormente el gobierno federal concedi licencias exclusivas para el transporte depunto a punto, con el objeto de promover la construccin de tuberas inter-estatalesnecesarias para conseguir que el gas de las reas de produccin llegue a los mercados.Regul el precio al cual los productores podan vender su gas a las compaas dueas de losgasoductos inter-estatales, y tambin regul el precio al cual las compaas de transportepodan vender el gas a las empresas de servicio pblico locales. Alternadamente, el estadoy las agencias gubernamentales locales regularon el precio que las empresas de servicio

pblico locales del gas natural podran cargar a sus clientes.En el ao 1978, el Congreso de los EE.UU. de N.A. comenz un proceso que termin con elcontrol federal sobre el precio del gas en el pozo. Las nuevas reglas pretendan esmularal mercado y al sistema y, adems, cambi a las diversas agencias reguladoras3.

En 1985, con la Orden 436, el Comisin Federal Reguladora de Energa (FERC) estableciun programa voluntario que anim a los dueos de las tuberas de gas natural a quefueran portadoras de acceso abierto del gas comprado directamente por los usuariosa los productores. Con esta orden comenz la separacin de las funciones del comercioy del transporte por las tuberas, e inici la reforma de la estructura reguladora en laindustria del gas natural.

3La Comisin Federal Reguladora de la Energa (FERC) es la agencia que regula el gas natural de un estado a otro. Las Comisiones Regu-ladoras de las empresas de servicios pblicos, son agencias reguladoras para las empresas de servicios pblico locales del gas naturalque exceden la jurisdiccin de la FERC.


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En 1992, el FERC pone n al papel tradicional del intermediario en las tuberas y permia todos los suministradores de gas natural comper por los compradores en igualdad decondiciones. Los transporstas fueron requeridos a individualizar sus ventas del gas, susservicios de transporte y de almacenaje, los cuales eran ofrecidos como un paquete, porlo que tuvieron que ofrecer y poner precio a estos servicios en forma separada. La regladel FERC, conocida como Orden 636, tambin desmont los elementos monopolizados

de las ventas del servicio del gas y abri el mercado a suministradores de gas natural noregulados.

Grco N 1.18Estructura pica del mercado de Gas Natural en USA

Fuente: Propia

Estos cambios del orden pblico introdujeron las fuerzas compevas que dieron lugar aahorros para todas las clases de consumidores del gas natural. Los precios medios del gasnatural, al por menor, disminuyeron en 26% entre los aos 1978 y 1995. En dicho periodoel precio pagado por todas las categoras de clientes declin desde un 37% para los de lacategora industria hasta un 16% para los clientes residenciales.

El incremento de la eciencia es un factor signicavo que conduce a precios bajos. Contecnologa mejorada, racionalidad de las operaciones y otros cambios, las empresasde servicios pblicos del gas natural en los EE.UU. de N.A. mejoraron el servicio,incrementando sus clientes en un 18% con 15% menos empleados, entre los aos 1987y 1995.

Cada da un nmero creciente de consumidores ene la oportunidad de comprar

el servicio de gas natural sobre una base individualizada. Asimismo, casi todas lasempresas elctricas de servicio pblico y los clientes industriales ahora enen la opcinde comprar el gas natural a un tercero.

Productoresde GasNatural

GrandesConsumidores

Industriales

GeneradoresElctricos

Comercializadoresde Gas Natural

Consumidor

Residencial

ConsumidorComercial

PequeoConsumidor

Industrial

Compaa

Transportista

CompaaDistribuidora

Local


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6.5. La industria del gas natural en el Oeste de Europa

La liberalizacin en la industria del gas natural en Europa Occidental comenz haceveinte aos en Gran Bretaa y est en sus primeras etapas en el connente.

En el Reino Unido, la industria del gas natural se desarroll como un monopolio propiedaddel Estado, Brish Gas - BG, el cul era el comprador nico del gas por delante de los

productores. Antes que el gobierno privazara BG en el ao 1986, sta era una compaavercalmente integrada, con intereses en el upstream4, y que tena la propiedad y laoperacin de la red de transporte del gas, adems del suministro del carburante a todoslos clientes en Gran Bretaa.

La compaa fue privazada como una sola endad y, desde ese empo, el gobierno yel regulador del gas, Ofgas, han supervisado la individualizacin de las acvidades deBG y la introduccin de la competencia.

Los primeros pasos implicaron el establecer una subsidiaria separada para el transportedel gas, independizando rigurosamente las acvidades de transporte y las decomercializacin.

La competencia en el suministro de gas natural fue introducida en 1986, primero paralos grandes clientes industriales. La opcin fue ampliada, ms adelante, para los clientesindustriales y comerciales ms pequeos, antes de la introduccin de la competenciacompleta, en el ao 1998, para los clientes residenciales.

En el ao 1997 BG termin la separacin, colocando su brazo de gasoductos Transcoen una compaa (BG plc) y el suministro de gas, servicio y venta al por menor en unasegunda compaa (Centrica plc). La red entera, de 265 000 kilmetros de tuberas degas, en Gran Bretaa est en posesin y funciona virtualmente como monopolio porTransco.

Los precios que Transco puede cargar a sus clientes estn regulados con una frmulaque mide el rdito medio mximo por termia que Transco se permite ganar. La metod-ologa por la cual las cargas de transporte son calculadas est tambin bajo jurisdiccindel regulador.

Una gama de nuevos jugadores ha emergido desde que el mercado fue desreguladoy ellos sasfacen una variedad de diversos roles. Tres endades licenciadas ahorason denidas por el estatuto: transportadores (dueos y operadores de los sistemasde gasoductos), etadores (acarreadores del gas y de los usuarios de los sistemas) ysuministradores (vendedores que proveen y que administran los clientes). En la prcca,un nmero de otras endades ha emergido, por ejemplo, comerciantes y colectores delgas, y corredores e intermediarios de comercializacin.

Los productores fueron los primeros jugadores en incorporarse al mercado compevodel gas. Algunos crearon subsidiarias para la comercializacin; otros, simplemente,vendieron al por mayor su gas a los nuevos vendedores. Las compaas de la electricidadse incorporaron despus al mercado explotando su capacidad de ofrecer el gas y laelectricidad, y usando ms adelante su concesin y bases de datos como un medio parafocalizar a los usuarios del gas.

Desde la privazacin de BG, y de la introduccin de la competencia en el mercadobritnico del gas, los clientes han visto ahorros de costo impresionantes.

Es probable que la presin, cada vez mayor, de los grandes usuarios industriales de

toda Europa, que han observado las ventajas obtenidas por sus similares en el Reino

4Termino relacionado con la Exploracin y Produccin de gas natural.


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Separar el comercio y las funciones del transporte de los actuales monopolios;

Proporcionar acceso abierto, no discriminatorio, a las redes de la transmisin delgas a varios agentes.


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1. Caracterscas de los proyectos del gas natural

1.1. Economa integrada

La economa de los proyectos del gas natural es lgica y ene que ser considerada decerca dentro del contexto de la cadena de este combusble. Todo el rdito o benecio deun proyecto de gas se genera dentro de esta cadena. La cadena es autnoma, sus ingresosy costos enen esa misma autonoma.

Por lo tanto, es lgico:

Maximizar el valor actual del ujo de caja total de todas las partes de la cadena del gasnatural, y tomarla como un conjunto, para poder, entonces,

Dividir los benecios totales entre el upstream, midstream 5 y el downstream6(y, por supuesto, las autoridades del gobierno encargadas del manejo imposivo) enproporciones equitavas.

Estos mismos preceptos necesitan ser llevados con la historia completa del proyecto degas natural, para ver si as sigue siendo fuerte y estable (en cuanto los benecios).

Ignorar estos preceptos conduce a que los proyectos de gas natural puedan llegar a serfrgiles, ya que los cambios en las circunstancias pueden perjudicar o poner en dicul-tades a uno o ms de los eslabones de la cadena. Esto sucede muy a menudo, con unapotencial desestabilizacin de los resultados si las partes no estn preparadas para ajustarsus relaciones mientras que el proyecto se desarrolla.

Se debe pensar que una economa integrada y el comparr equitavo son la direccincorrecta del proyecto. Porque si ste beneciara a una sola de las partes, de una manera

5Trmino usado para el transporte.6Trmino usado para la distribucin.

Captulo IILos proyectos de

gas natural


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Grco N 2.1Gas Natural Licuefactado (GNL) en Malasia

Fuente: Propia

1.2. Trminos de los contratos de gas natural

Mientras que el petrleo se basa en precios, el gas natural se basa en tarifas. Latarifa del gas natural se expresa a veces como un precio simple, pero, en casi todos loscasos, las condiciones de suministro para el gas son ms complejas y ms restricvas quelas del petrleo. Los elementos de no-precio, de las tarifas de gas natural, enden a serconsiderados como de menor peso de lo que realmente merecen, tanto en las mentes delos negociadores como en las del pblico.

Los contratos de gas natural conenen una amplia gama de provisiones que se diseanpara tomar el cuidado de la naturaleza parcular del gas natural y de su impacto en la

economa individual del proyecto de gas.

Las tarifas pueden tomar en cuenta los pos de servicio, coecientes de carga, localizacin,los volmenes de compra y, quizs, las obligaciones impuestas a la candad mnima decargo en las cuentas corrientes, etc.

El precio, aunque importante, es apenas una de las caracterscas de los contratos degas natural. Los efectos de los variados contratos de ventas de gas deben de maximizarel valor actual neto de los benecios de la cadena del gas.

La taricacin del gas por el vendedor nal es el medio para anar la economa de lacadena total del proyecto. La manera en la cual esto se hace, es reejando los contratos

de venta de gas por el productor y tomando en cuenta la estructura de los costos de todala cadena, y no slo la que corresponde al vendedor nal.

Contrato de

produccin:Petronas/Shell

Venta y Cobrode GN

Venta y Cobrode GNL

Petronas 65%Shell 17,5%

Mitsubishi 17,5%MLNG I

Gobierno /Privados

GNL Transporte

MISC

Tokyo Elctrico Tokyo Gas

Flujo Fsico

Flujo Fsico

Flujo Fsico

FlujoComercial

Produccin de GN

PETRONAS (propietario)SHELL (operador)

GNL Venta


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Para un consumidor, el precio unitario efecvo del gas natural debe estar por debajodel valor que l considera real. El valor del gas para los diversos consumidores varaextensamente, dependiendo de sus operaciones y de sus otras alternavas al gasnatural, as como en los elementos del no-precio en la tarifa bajo la cual consiguensu gas.

Los proveedores enen que ser sensibles al mercado y considerar la mejor manera de

ajustar los precios y/o los trminos no asociados al precio, para, de tal forma, beneciara la cadena de gas natural.

Las polcas de jacin de precios para otros combusbles enen efectos cruciales sobrela jacin de los precios del gas, y, por lo tanto, sobre la viabilidad de los desarrollos degas. ste es un elemento importante que cualquier gobierno con opciones de uso de gasene que considerar con atencin.

La jacin de la tarifa del gas natural es una variable local, y es la herramienta msimportante para maximizar el ujo de fondos del proyecto. Cada proyecto de gas es nicoy, por lo tanto, requiere el manejo de criterios individuales. Como un tema de principio

bsico, las tarifas del gas natural siempre deben ser compevas en los diferentesmercados de suministro. Los consumidores se colocarn voluntariamente cauvos slosi estn seguros que el proveedor de gas no explotar la situacin.

Ningn proyecto de gas puede hacer caso omiso de la necesidad constante de vigilar lajacin de tarifas del gas, sea sta a consumidores nales o a una interfaz corporava.Pero, otra vez, se enen que observar los proyectos de gas a travs de ojos integradospara maximizar el valor actual del proyecto y asegurar que haya un reparto justo de losbenecios en las buenas pocas, y de las prdidas en los malos momentos.

1.3. Opmizacin de los benecios

En todo proyecto de gas, por la rigidez del sistema en que se desenvuelve, gran parte delesfuerzo de direccin ser la de maximizar los ingresos; los que se dan en funcin tantodel precio como del volumen.

Por lo que las tarifas enen que ser establecidas o jadas para conseguir el mximoingreso neto del mercado.

Esto podra representar entrar a mercados de alto volumen donde los precios sonrelavamente bajos. Por ejemplo, los precios del productor de gas desnados a usoscomo materia qumica pueden parecer poco atracvos, pero los volmenes colocadospueden ser altos y los ingresos muy gracantes.

Los mercados de bajo volumen o bajo factor de carga, son intrnsecamente menosatracvos para los sistemas de gas natural, pero son, en general, las reas donde los valoresdel gas son ms altos. La construccin de tarifas razonables para tales mercados, sea portramos, bloques, o tarifas de dos partes, pueden ser muy importantes en la opmizacineconmica de la cadena.

En las reas donde el uso del gas natural est bien desarrollado, por ejemplo, Europa,Norte Amrica y en las ciudades japonesas que enen compaas de gas, se puedenexplotar el alto valor de sus consumos, parcularmente el residencial y comercial. Pero,en las nuevas reas de gas, los proyectos rara vez pueden cruzar el umbral econmicosin explorar primero los usuarios de grandes candades, como, son los de generacin

elctrica y los de la industria del cemento.


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2. Arquitectura de los proyectos de gas natural

2.1. Anlisis econmico y credibilidad del proyecto

Un anlisis de viabilidad econmica simple es demasiado limitado para concretar un nuevogran proyecto de gas natural. Los promotores del mismo tambin debern establecer sucredibilidad a los ojos de todas las partes cuya parcipacin determinar si el proyecto

alguna vez se llevar a cabo.

Los socios enen que estar convencidos de la viabilidad del proyecto y que el gobiernolo va a aceptar;

Los banqueros deben estar sasfechos porque el proyecto ofrece la seguridadnecesaria por cualquier prstamo que podran hacer; y

Los clientes enen que estar persuadidos que los promotores pueden entregar lo queestn promeendo en la realidad.

Por lo que la estructura del proyecto debe realizarse con el criterio ms amplio e incluir

la capacidad de los socios, la estructura corporava de la empresa y sus relaciones con elgobierno, personas y clientes, de tal forma de constuir un todo creble.

2.2. Rol del gobierno

Es inevitable que el gobierno, de una forma u otra, est involucrado en cualquier proyectode gas, dada su importancia. El gobierno podra no parcipar como inversionista, pero,indudablemente, estar interesado desde el punto de vista de la regulacin y de laconcesin de la licencia. Por otro lado:

Los gobiernos podran senr la necesidad de ser socios y controlar el proyecto. Pero, ungobierno, con la legislacin correcta, puede tener todo el poder necesario para controlar el

proyecto a travs de la concesin de la licencia y las otras regulaciones, sin necesariamentetomar una parte de las acciones.

Pese a lo expresado, si el gobierno todava quiere parcipar sera preferible que lo hagaa travs de una organizacin o empresa del estado, en lugar del mismo gobierno. Porotra parte, tener un gobierno como socio podra tener benecios desde el punto de vistaque signica el compromiso tcito para la realizacin del proyecto. Esto puede darlescomodidad a los socios comerciales, y aumentar la credibilidad del proyecto.

Sin embargo, el gobierno debe ser siempre cuidadoso al pedir el control de la gerencia.Lo debe hacer solamente si cuenta con los recursos humanos necesarios o las destrezaspara ejercer ecazmente tal funcin con inteligencia. El enfoque objevo es dejar que los

expertos hagan el trabajo, pero controlarlos ecazmente.

Asimismo, el gobierno, como autoridad, siempre ene un papel sumamente importanteque es: el de facilitar el progreso de proyecto; yestando interesado por el xito del mismo,el gobierno puede apreciar las implicancias de un problema, y por lo tanto, ayudar hastadonde le sea posible.

2.3. Organizacin de la estructura del proyecto

La organizacin de la estructura requerida para construir una industria del gas en unmercado virgen es obviamente la base fundamental sobre la que el futuro de la industriadescansar.

Para empezar es necesario asumir que:


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Todos los agentes estn convencidos de que la eciencia es producida por las fuerzasdel mercado.

El gobierno est listo para hacer el esfuerzo necesario en la supervisin reguladora.

Para alimentar estas premisas se debe pensar en:

La historia de los mercados de gas maduros y la experiencia que se ha recogido a

travs de su largo y dicil proceso de reformas de la estructura regulatoria de laindustria del gas natural.

Las restricciones fundamentales de la industria del gas natural; en parcular, losrequerimientos de alta inversin.

Entonces, se podra, o no, llegar a las ideas que se presentan a connuacin, los cualesa.no pretenden ser una solucin detallada ni mucho menos ser la gran solucin; delo que se trata es de reexionar sobre algunos aspectos que, por su importancia, nopueden soslayarse. De acuerdo a lo ya sealado hay un punto fundamentalmenteclaro que se debe tener en cuenta en todo proyecto de gas natural, y es el siguiente:antes de la introduccin de la competencia debe haber una separacin clara de las

varias funciones en la cadena del gas natural.Hay una parte de la cadena que puede ser separada desde el comienzo de la industriab.del gas en un mercado virgen que es, evidentemente, la del upstream, es decir, laacvidad de produccin.

La pregunta descansa ahora con respecto a la estructura de la compaa de gas, lacual instalar la red de gas y desarrollar el mercado de gas.

Establecer una compaa de gas natural con transporte y comercializadores aliadosc.separados desde el comienzo, tal como ocurre en un mercado maduro, sera muy dicil.Es complicado imaginar la plena competencia desde el principio mientras que se enen

que admir las garanas necesarias para nanciar el sistema de transporte de gas.

Sin embargo, sigue siendo uno de los objevos fundamentales el asegurar lad.eciencia a travs de la competencia, por lo que se podra, con la experiencia demercados maduros en mente, estructurar la industria, desde el comienzo, para queest preparada y abierta a los ajustes compevos, de acuerdo a lo que el mercadodel gas vaya requiriendo.

Pero, es an ms importante, que una industria de gas natural muestre desde suse.inicios la estructura empresarial que va a tener, as como debe dar una idea clara de lapolca que va a seguir; igualmente, debe mostrar que ene una direccin clara, porlo que desde el principio ene que tener establecidos los incenvos correctos paraun desarrollo eciente.

Tal estructura podra ser concebida de acuerdo a lo que se explica del punto 2.3.1.,al 2.3.4.

2.3.1. Compaa de gas

Primero debe establecerse una asociacin de empresas en parcipacin,constuidas como un holding, con o sin la parcipacin del gobierno, con dosliales: una Compaa de Gas (CG) para la comercializacin del gas natural y otra(GC) para el transporte del gas natural.

El holding levantara los fondos necesarios para nanciar la infraestructura de gasy pagar los prstamos.


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2.3.2. Comercializacin

"La comercializacin de CG" compra el gas de los productores en el pozo.

"La comercializacin de CG" vende el gas a los clientes grandes.

2.3.3. Transporte

"El transporte de CG" transporta el gas."El transporte de CG" recibe una tarifa de transporte desde "La comercializacin de CG".

Esto viene a ser una transferencia interna de fondos entre las dos liales. Porlo que la tarifa de transporte debe ser transparente, esto es, de conocimientopblico, tanto en relacin con la candad a ser pagada, como con la metodologausada para calcular la tarifa.

El regulador del gas estara involucrado en crear la metodologa, para asegurarque la tarifa sea cobrada correctamente.

La tarifa debe ser suciente para permir la recuperacin de los gastos ms una tasa de rentabilidad aceptada.

No habr ningn requerimiento para que "el transporte de CG" transporte elgas de otros (terceros) antes de una fecha convenida (por ejemplo, hasta quelos prstamos se hayan pagado), en cuyo caso, la situacin del mercado seranalizada en detalle y el asunto del acceso a terceros ser revisado.

2.3.4. Distribucin

Una concesin o franquicia sera concedida a una compaa de distribucin paracubrir las necesidades de los pequeos consumidores de gas.

Grco N 2.2Holding de la compaa de gas (CG)

Fuente: Propia

CGComercializadora

Consumidores ProductoresTarifa deTransporte

Flujo GNFlujo GN

ContratosCompra /

Venta

Contratos

Compra /Venta

CGTransportista


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Notas:

Para el benecio de la cadena del gas en su conjunto, la parcipacin dela.productor(es) como accionista(s) es ms deseable.

La parcipacin accionaria debe asegurar una organizacin cohesiva responsableb.del desarrollo de la industria del gas.

La junta direcva debe representar las principales partes interesadas por elc.proyecto del gas, desde productores a clientes.

La creacin de una comisin reguladora de energa, que como parte de sud.funcin, supervisar el desarrollo de la industria del gas de acuerdo con la polcaenergca nacional. Deber:

i. Permir al gobierno ejercer su papel regulador sin verse involucrado en las ope-raciones diarias de la organizacin.

ii. Proveer un canal l para la comunicacin entre la empresa y el gobierno.

La comisin nombrara a un supervisor del gas al que los clientes podran referire. sus quejas respecto a los precios y al servicio.

Esta estructura ancipa el futuro desarrollo de un mercado de gas ms compevo.

A su debido empo, reestructurar la industria del gas para introducir la competenciacompleta puede ser conseguido simplemente al separar el transporte de CG en unatercera compaa transportadora y a la comercializacin de CG como una compaade comercializacin independiente.

La tarifa transparente permir que otros actores (productores, comercializadores yconsumidores) juzguen la rentabilidad de la compra directa si las oportunidades se

tornan disponibles.Estas oportunidades pudieron nunca mostrarse, porque habra habido, desde elcomienzo, antes de abrir el sistema a la competencia, los incenvos correctos para quela cadena funcione ecientemente, y, por lo tanto, entregue el gas al precio ms bajo.

3. Economa de los gasoductos

La economa del transporte del gas natural toma en cuenta los gastos e ingresos detransportar el gas a travs del sistema de gasoductos.

El enfoque de taricacin para gasoductos en Europa se ha desarrollado, desde comienzosde 1970 hasta la mitad de la dcada de 1980, desde un cargo basado en el caudal, quepicamente reejaba los gastos contables, a un cargo de capacidad, que reeja los principiosdel ujo de caja.

La razn principal para este cambio fue evitar una situacin en la que, no importa cul sea larazn, la compaa duea del gasoducto experimente dcit de ingresos como resultado decaudales transportados menores de lo esperado, y a nivelar las tarifas de los gasoductos,en trminos reales o nominales.

La losoa actual es establecer una tarifa que reeje dos componentes:

Un precio de capacidad por metro cbico por hora, que es pagadero sin considerar losniveles de caudal transportados.

Un precio por consumo (volumen), que reeje los costos operavos, y que tambinpueda ser expresado en trminos de metro cbico por hora. Es decir, la tarifa


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es frecuentemente, pero no universal, y que a pesar de ser una tarifa simple omonmica, expresada como un precio de capacidad, permite el reembolso de loscostos de operacin en caso de la interrupcin del suministro.

Una caractersca pica en los contratos de transporte es el clusula "Embarcar o Pagar"(SOP = Ship or Pay en ingls), la cual usualmente cubre del 80 al 100 % de los ingresos aser pagados, incluso si el gas no es transportado. El nivel preciso del SOP es el resultado de

la negociacin comercial.A connuacin se describen los principios generales del clculo de la tarifas de transmisinpor el gasoducto sobre la base de esta losoa.

3.1. Bases del diseo de tarifas

Las tarifas aspiran a recuperar los costos y a proveer la rentabilidad requerida para elpatrimonio.

Costos de capital a ser recuperado: Monto de la inversin en el gasoducto y en lasestaciones de compresin.

Costos de explotacin a ser recuperado: Gastos de mantenimiento y uso del gas enlas estaciones de compresin.

Tasa de rentabilidad requerida sobre el Capital Inverdo: reeja la estructura denanciacin del proyecto de gasoducto.

Los costos son recuperados durante la duracin del contrato tarifario, quegeneralmente es de 10 a 30 aos, a n de reducir la exposicin del dueo delgasoducto al riesgo nanciero.

Las tarifas estn calculadas sobre la base de la capacidad del ducto requerida porel embarcador (usuario del servicio). El factor de carga se convierte en el indicador

de la capacidad.

3.2. Metodologa para el clculo de las tarifas

La tarifa se obene del clculo del valor actual de los ujos de efecvo durante el periodode la depreciacin.

a) Tasa de descuento

La tasa de descuento o de rentabilidad, despus de impuestos, requerida sobreel equity o patrimonio es usualmente denida en trminos nominales con unaasignacin especca para inacin (2 a 3 % anual) siendo aadida a la tasa derentabilidad mnima real requerida (7 a 10 %).

Tpicamente, la tasa de rentabilidad es determinada sobre una base despus deimpuestos, y converda en una tasa antes de impuestos por la aplicacin de la tasaimposiva aplicable al pas en la cual el transporte ocurre.

regulacion gas natural peru

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