1 Colombia: Desarrollo Económico Reciente en Infraestructura Balanceando las necesidades sociales y productivas de infraestructura Informes de Base Sector Gas Natural Luis Augusto Yepes Septiembre 1, 2004 Finance, Private Sector and Infrastructure Unit Latin America and the Caribbean Documento del Banco Mundial 32085 Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized Public Disclosure Authorized
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Colombia: Desarrollo Económico Reciente en Infraestructura Balanceando las necesidades sociales y productivas de infraestructura
Informes de Base
Sector Gas Natural Luis Augusto Yepes
Septiembre 1, 2004
Finance, Private Sector and Infrastructure Unit Latin America and the Caribbean
Documento del Banco Mundial
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Table of Contents INTRODUCCION...........................................................................................................5 1. GENESIS Y EVOLUCION DEL PLAN DE MASIFICACION DE GAS.............6
ANTECEDENTES DEL PLAN DE MASIFICACIÓN DE GAS ............................................................ 6FUNDAMENTOS DE LAS DECISIONES ADOPTADAS EN EL DESARROLLO DEL PROGRAMA DE MASIFICACIÓN DE GAS............................................................................................................. 8
Exploración y producción de gas natural ............................................................................ 8La masificación del gas propano (GLP).............................................................................. 9Transporte ......................................................................................................................... 10Distribución y comercialización ....................................................................................... 12
RESULTADOS DE LAS DECISIONES ........................................................................................ 13Exploración y producción ................................................................................................. 13Transporte ......................................................................................................................... 15Distribución y comercialización ....................................................................................... 18
2. INFRAESTRUCTURA Y CRECIMIENTO.........................................................22 CARACTERIZACION FÍSICA DE LA INFRAESTRUCTURA........................................ 22
Descripción de la cadena de valor del gas natural ............................................................ 22Producción de gas natural ................................................................................................. 22Transporte de gas natural .................................................................................................. 23Distribución y comercialización de gas natural ................................................................ 24Posibles “cuellos de botella” en el sistema de gas natural ................................................ 25
CARACTERIZACION ECONOMICA DE LA INFRAESTRUCTURA ............................ 27Estructura de mercado y patrimonio ................................................................................. 27Energéticos sustitutos del gas natural en el sector domiciliario........................................ 29Energéticos sustitutos del gas natural en el sector industrial ............................................ 30
Competitividad del gas en el Sector Industrial............................................................. 33La demanda de gas para el sector eléctrico ....................................................................... 34El gas natural vehicular – GNV ..................................................................................... 35Expansión por integración regional .................................................................................. 36
Exportación a Panamá ................................................................................................. 36Exportación a Venezuela .............................................................................................. 37
La viabilidad comercial del sector gas en el largo plazo.................................................. 40LAS INVERSIONES EN EL SECTOR DEL GAS NATURAL. PRIORIDADES. ............. 41
Necesidades de inversión estimadas para el sector de gas ................................................ 41Exploración y Producción ............................................................................................ 41Transporte .................................................................................................................... 42Distribución .................................................................................................................. 42GNV .............................................................................................................................. 42Exportaciones ............................................................................................................... 42
Priorización de las necesidades de inversión ................................................................... 43Exploración................................................................................................................... 43Producción.................................................................................................................... 43Transporte .................................................................................................................... 44Distribución .................................................................................................................. 45
3. INFRAESTRUCTURA Y POLÍTICA SOCIAL ...............................................46
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LOS CRITERIOS DE ACCESO UNIVERSAL ................................................................... 46SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES DEL RÉGIMEN TARIFARIO DEL GAS NATURAL............................................................................................................................ 48
Criterios constitucionales y legales generales................................................................... 48Régimen regulatorio.......................................................................................................... 51
Fondo de Infraestructura.............................................................................................. 53LOS RESULTADOS ............................................................................................................ 54EL ACCESO UNIVERSAL AL SERVICIO DE GAS......................................................... 55
El gas natural..................................................................................................................... 554. FINANCIAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA...............................................58
BALANCE FINANCIERO DEL SECTOR.......................................................................... 58ESQUEMAS DE FINANCIACION ..................................................................................... 60EL GASTO PUBLICO.......................................................................................................... 61
5. MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO................................................63 LA INSTITUCIONALIDAD Y GESTIÓN DE LAS EMPRESAS PUBLICAS ................. 63
MARCO NORMATIVO Y LEGAL ..................................................................................... 66La integración vertical de los negocios............................................................................. 67La competencia en el sector del gas natural...................................................................... 69La exploración de gas natural: el papel de la agencia nacional de hidrocarburos – ANH70Los precios del gas natural................................................................................................ 71La competencia y la comercialización conjunta ............................................................... 74Definición de terminos contractuales................................................................................ 76Exportaciones de gas natural............................................................................................. 78El nuevo marco regulatorio del sistema de transporte de gas. La resolución 125 de 2003........................................................................................................................................... 81
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................85
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INTRODUCCION
El presente documento constituye el Informe Final del Proyecto REDI – Banco Mundial, correspondiente al Estudio del Sector del Gas Natural en Colombia, de conformidad con los términos de referencia del Proyecto. El objetivo central es realizar una evaluación del sector a fin de reflejar dentro del marco del REDI, la problemática sectorial específica en los segmentos de exploración y producción, transporte, distribución y comercialización así como sus perspectivas de desarrollo a mediano y largo plazo.
En términos generales, el documento busca hacer un diagnóstico sobre la situación actual del sector de gas natural en Colombia, partiendo del recuento y análisis de las decisiones y acciones empresariales, gubernamentales y regulatorias que han marcado su desarrollo desde sus inicios y que le han conferido las características que hoy tiene. El tema se desarrolla partiendo de un recuento sobre la evolución del Plan de Gas y de una descripción tanto física como económica de la infraestructura. Posteriormente se analiza el mercado colombiano de gas natural, con sus virtudes y sus falencias y se hace un estimado de las inversiones de capital necesarias para contribuir a su mejor desempeño y rápido crecimiento, y se anota la prioridad recomendada para cada una de ellas.
Se dedica un capítulo especial al estudio de la política social, teniendo en cuenta las inversiones y el uso de la infraestructura con propósitos de cobertura a los sectores de menores recursos y se analiza la forma y los resultados de cómo se han establecido y aplicado los regímenes de subsidios mediante redistribución de ingresos sin constituir cargas adicionales directas para el Estado. En los capítulos finales se estudian los requerimientos de financiación para la infraestructura de desarrollo necesaria y el marco regulatorio actual dentro del cual debe moverse el sector, analizando sus implicaciones y consecuencias actuales y las que pueden preverse para el futuro. Todo este análisis, se basa en datos estadísticos reales que se presentan de forma consolidada en los anexos al presente documento y que constituyen el soporte de las conclusiones que aquí se consignan.
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1. GENESIS Y EVOLUCION DEL PLAN DE MASIFICACION DE GAS
ANTECEDENTES DEL PLAN DE MASIFICACIÓN DE GAS
A comienzos de la década de los 90’s, los patrones de consumo de energía de los colombianos favorecían la utilización de energía eléctrica y gas propano para los usos de cocción y calefacción. En el sector industrial se consumían combustibles líquidos derivados del petróleo y energía eléctrica. En la Costa Atlántica, y a raíz del descubrimiento del gas de la Guajira, se desarrolló un programa de mercadeo del gas natural gracias al cual se lograron avances significativos en la sustitución de combustibles derivados del petróleo y energía eléctrica por gas natural.
Fue así como el Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación se dieron a la tarea de evaluar un Programa de Masificación del Gas en la zona central colombiana. Los cálculos correspondientes que se resumen en la Gráfica No.1., indican la conveniencia para el país de sustituir energéticos mas costosos como la energía eléctrica y los combustibles derivados del petróleo por el gas natural de menor costo relativo. Los beneficios de esta sustitución eran evidentes en el sector residencial e industrial.
En concordancia con lo anterior, el Gobierno Nacional definió los objetivos de política energética del Plan de Masificación de Gas en el Documento CONPES 2571 de 1991 los cuales se resumen así:
• Mejorar la oferta de energía a los usuarios.• Reducir los costos de prestación del servicio.• Promover la conservación y el uso racional de los recursos energéticos.
Adicionalmente, se buscaba promover la construcción de plantas termoeléctricas en el interior del país a fin de disminuir la vulnerabilidad del sistema eléctrico nacional ante situaciones de hidrología crítica.
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BENEFICIO ECONOMICO ESPERADO DEL PLAN DE GAS US$ DE 1991
438,4
68,7
2,5
45,5
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250
300
350
400
450
500
Residencial Industrial Transporte Otros
MIL
LON
ES
DE
DO
LAR
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Gráfica No. 1
La estrategia para lograr los objetivos anteriores era la siguiente:
• Masificar el consumo de gas propano en las ciudades y zonas rurales • Incentivar la participación privada en la producción y comercialización de
energía en todos los elementos de la cadena de valor del gas natural. • Sincerar los precios y los costos de producción y prestación de los servicios. • Optimizar la utilización de las reservas de gas natural mediante la construcción
del sistema troncal de transporte de cobertura nacional.
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FUNDAMENTOS DE LAS DECISIONES ADOPTADAS EN EL DESARROLLO DEL PROGRAMA
DE MASIFICACIÓN DE GAS
A fin de llevar a cabo el Plan de Masificación fue preciso tomar acciones en los segmentos de la cadena de valor del gas natural y del gas propano, cuyos fundamentos se explican a continuación.
Exploración y producción de gas natural
El modelo de Asociación Petrolera, a partir de la Ley 20/69, estableció la filosofía básica del sistema mediante la cual el periodo del contrato se divide en dos etapas: exploración y producción. El periodo exploratorio dura aproximadamente 6 años. Si al cabo de este periodo se encuentran acumulaciones de hidrocarburos que, a juicio de ECOPETROL, pudieran ser comercializables, se pasa a la etapa de explotación comercial con una duración estimada de 22 años durante la cual los costos de desarrollo se manejan en proporción 50/50. Bajo el Contrato de Asociación estándar, la participación de la producción se asigna así: ECOPETROL 40%, ASOCIADO 40% y REGALIAS 20%.
En resumen, el sistema de asociación petrolera se diseñó como un contrato de riesgo para el asociado en la parte exploratoria y de inversión compartida en la fase de desarrollo comercial. De esta forma, se asignaban los riesgos exploratorios plenos a las compañías asociadas de ECOPETROL, todas ellas privadas bien sea nacionales o extranjeras y se evitaba que los escasos recursos nacionales financiaran actividades de alto riesgo como la exploración petrolera. En su lugar, los recursos estatales se utilizaron para compartir los costos de operación y producción, una vez que se lograba el descubrimiento de un campo comercial, lo cual reducía el riesgo exploratorio a cero. Fue la decisión del Gobierno Nacional que durante la ejecución del Plan de Masificación de Gas, la actividad exploratoria continuara siendo desarrollada principalmente por el sector privado tanto nacional como extranjero bajo la modalidad de asociación, explicada anteriormente.
Debe anotarse que los nuevos modelos contractuales para la actividad de exploración petrolera (2004), según indicaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se orientarán a la modalidad de concesión es decir, sin participación del Estado en la financiación de estos proyectos.
En lo que respecta a la producción de gas natural, cuando el CONPES aprobó el Plan de Masificación se contaba con las reservas del Contrato de Asociación Guajira y las ampliaciones previstas de la capacidad de producción, con la adición de la plataforma
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Chuchupa B y los sistemas de compresión. Con esta disponibilidad de gas se atenderían los mercados de la Costa Atlántica y las eventuales exportaciones de este energético. Por su parte, se avanzaba en las etapas de precomercialidad de los Campos del Opón y Cusiana los cuales se destinarían a atender el mercado del interior del país.
La masificación del gas propano (GLP)
El Plan de Masificación de Gas planteó la necesidad de contar con el Gas Propano a fin de difundir la cultura del uso del gas en los diferentes sectores de consumo.
Con anterioridad al Documento CONPES de Diciembre de 1991, la comercialización del gas propano nunca fue objeto de una definición estratégica específica por parte de ECOPETROL. El suministro del producto sufría frecuentes racionamientos a los distribuidores nacionales y además, el Ministerio de Minas y Energía administraba la oferta de GLP mediante la asignación de cupos los cuales obedecían a factores políticos antes que a consideraciones comerciales.
Al aprobarse formalmente el Plan de Masificación de Gas, se adoptaron las siguientes decisiones en cuanto se refiere al GLP:
El Ministerio de Minas y Energía determinó que a partir del año 1992 no se otorgarían nuevos cupos de gas propano a menos que éstos se utilizaran en programas piloto de redes de GLP en el sector residencial, que posteriormente se convertirían a Gas Natural.
Se definió el “pleno abastecimiento” del GLP como la estrategia comercial a seguir para su desarrollo en el país. A fin de lograr lo anterior, ECOPETROL adecuó las instalaciones de la Refinería de Cartagena para su importación y se dieron al servicio planchones y barcazas para mover GLP desde Cartagena hasta la Refinería de Barrancabermeja por el Río Magdalena y de allí al mercado del interior del país.
Una vez se alcanzaron las metas de máxima producción nacional y se iniciaron las importaciones de GLP, en desarrollo de la política de “pleno abastecimiento”, se eliminaron todas las limitaciones a la comercialización del recurso tales como cupos previamente adquiridos y restricciones de zona.
A mediados de la década de los 90’s, se reorganizó la estructura de producción y comercialización del gas propano mediante la adopción de la figura de los Comercializadores Mayoristas a partir de los cuales se inicia la cadena de Distribución con los Comercializadores Minoristas. De esta manera se le dio un
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ordenamiento institucional al sector del GLP, similar al que se tiene para los demás combustibles líquidos.
Se pusieron en marcha programas de sustitución de combustibles en las áreas residenciales de menores ingresos en la zona central del país – Altiplano Cundiboyacense- al facilitar la sustitución de gasolina – también llamada cocinol - de uso diario para propósitos de cocción y calefacción por aproximadamente 340.000 familias y utilizar en su lugar gas natural y GLP.
A finales de la década de los 90’s se puso en marcha un programa denominado Gas para el Campo, mediante el cual se inició la distribución del propano en las zonas rurales de los Departamentos de Nariño, Santander y Tolima con altas tasas de deforestación. El cubrimiento alcanzado fue de aproximadamente 100.000 familias.
Se puede concluir entonces que la visión del Plan de Masificación del Gas era equilibrada en cuanto a la necesidad de contar con las dos fuentes de energía, tanto gas natural como gas propano, debido a que ambos energéticos tienen fortalezas y debilidades a la hora de aproximarse al mercado, razón por la cual se consideraron complementarios y no antagónicos. Por lo anterior, el Plan de Masificación estableció que la vocación natural del GLP era la atención de la demanda de energía en la periferia de las ciudades y en el sector rural lo cual le generaría al país beneficios importantes debido a la conservación de los bosques y de las fuentes de agua. Sin embargo, a comienzos de la década del 90, la oferta no era confiable ni se contaba con sistemas de almacenamiento que permitieran enfrentar interrupciones en el abastecimiento y por otra parte, las asignaciones de los recursos escasos de la oferta del GLP se hacían mas por presiones políticas. En esas circunstancias era necesario que la comercialización del GLP se pusiera al mismo nivel que la correspondiente a los demás combustibles, la cual se orientaba a garantizar el pleno abastecimiento.
Transporte
El Plan de Masificación de Gas determinó construir el sistema troncal de transporte de cobertura nacional a fin de optimizar la utilización de las reservas de gas natural.
Este punto resulta ser de gran importancia debido a que prevalecía hasta entonces la creencia de que el desarrollo del gas en el interior del país era víctima del círculo vicioso según el cual, no se desarrollaba la demanda porque no se contaba con oferta suficiente y a su vez, no se emprendían nuevas actividades en el “upstream” del gas natural habida cuenta del tamaño del mercado actual y potencial. Esas consideraciones animaron al Gobierno a romper este círculo. Puede decirse entonces que la decisión de política energética del Gobierno Nacional de crear un mercado de
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gas en el interior del país, conllevó la toma de decisiones con respecto a la construcción de la infraestructura de gasoductos a fin de llevar el gas natural desde los campos de producción hasta los centros de consumo.
Para llevar a cabo el proyecto de construcción del sistema troncal de gasoductos fue necesario tomar decisiones fundamentales en tres aspectos a saber: esquema de ejecución y financiación, dimensionamiento y tiempo de ejecución.
Ejecución y Financiación: La decisión del Gobierno fue acudir a ECOPETROL a fin de darle al programa la capacidad gerencial necesaria así como la dinámica constructiva que se requería. En lo que respecta a la financiación, teniendo en cuenta los costos estimados de construcción de la infraestructura y a fin de no comprometer recursos de ECOPETROL en la ejecución del programa, se decidió utilizar la modalidad BOMT( Build-Operate-Maintain-Transfer). Al respecto hay que anotar que las autoridades de Gobierno eran conscientes de los mayores costos de este esquema con respecto a las alternativas de utilizar recursos propios o endeudamiento de la Empresa. En este caso, las consideraciones fiscales estuvieron por encima del factor costos y el Gobierno Nacional decidió acoger el sistema BOMT para la construcción de la red troncal .
Dimensionamiento: A fin de determinar la capacidad de diseño de los gasoductos del interior del país, y teniendo en cuenta que aún no se tenía un mercado en operación, se elaboraron unos supuestos de crecimiento del consumo de gas natural con base en las proyecciones de penetración de este energético en los diferentes mercados del interior, acordes a su vez con las proyecciones de crecimiento económico del país. De particular importancia fue la definición de los supuestos de consumo eléctrico a mediano y largo plazo los cuales se basaron en las tendencias del momento que mostraban tasas de crecimiento del consumo del orden del 4% anual. Debe anotarse que las expectativas de crecimiento se revaluaron con motivo de la crisis económica que afectó al país a finales de los 90’s.
Tiempo de Ejecución: En cuanto se refiere al “timing” de los proyectos, se tenían dos alternativas: construir el sistema y simultáneamente desarrollar la demanda, o concretar primero la demanda vía contratos y después construir los proyectos de transporte. La decisión se orientó a la primera alternativa, es decir, a iniciar la construcción de los proyectos mientras se consolidaba la demanda. Así las cosas, la financiación del proyecto de transporte no se ciñó a un proceso normal que implica obtener contratos firmes a largo plazo de compra y transporte de gas como fuente de pago para la inversión. Debe anotarse que a diferencia de la regulación en el sector eléctrico, en el caso del gas natural, la señal de expansión del sistema de transporte está dada por la suscripción de contratos.
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La organización del sistema de transporte en el interior del país, tiene como un elemento fundamental la creación de ECOGAS por la Ley 401 de 1997 y la cesión a esta empresa de los derechos de ECOPETROL en los BOMT’s y la escisión patrimonial de los activos de ECOPETROL que correspondían a la actividad de transporte de gas natural. Para protocolizar lo anterior se llegó a un Acuerdo de Pagos entre las dos empresas, estatales ambas, con el cual se buscaba aliviar la carga financiera de la naciente empresa de transporte, reduciendo el valor de la obligación por cargo de los BOMT y permitiendo un esquema de pago diferido en el tiempo, de manera que se pudieran manejar tarifas que fueran pagables por los usuarios. El objetivo era facilitar un posible proceso de privatización que el Gobierno Nacional intentó a mediados de la década del 90, pero que no dio los resultados esperados. En este caso, fue la decisión del Gobierno Nacional que ECOPETROL, como instrumento de política energética, asumiera parte de los costos y subsidios que implica la construcción de un sistema troncal de transporte de gas en medio de un mercado que apenas comenzaba a desarrollarse. En este caso, los subsidios son generalizados a todos los sectores de consumo y no direccionados hacia estratos bajos de la población con menor capacidad de pago como lo indica la Ley 142 de 1994.
Distribución y comercialización
Este segmento es el último de la cadena de valor del gas natural y permite llevar este energético a los clientes directos y a los diferentes sectores de consumo. La distribución y comercialización de gas natural es el contacto con el consumidor final a través del cual se materializan los beneficios del gas para la sociedad colombiana. A través de los mecanismos de distribución se construye el mercado del gas natural.
El Documento CONPES- 2571 de 1991, estableció que los mayores beneficios del Plan de Masificación del Gas se obtendrían en el sector residencial. De lo anterior se deduce la importancia de estructurar esquemas de distribución que permitieran el acceso del servicio a la mayor cantidad posible de usuarios residenciales en todo el país y también explica la razón por la cual se le dio tanta importancia al desarrollo de los ramales, o gasoductos secundarios, dentro de la concepción del sistema de transporte del interior.
La participación del Estado había sido instrumento fundamental en la consolidación de las distribuidoras de gas natural en el país tanto en la Costa Atlántica como en el interior a través de casos tales como: Surtigas, Gases del Caribe, Gasoriente, Alcanos y Gas Natural de Bogotá. Hacia mediados de los 90’s, el Gobierno Nacional tomó la decisión de que ECOPETROL vendiera sus participaciones en las distribuidoras a agentes privados a fin de dedicar esos recursos a las actividades de exploración y producción que son consideradas, el “core business” de su actividad. Un ejemplo de lo anterior fue la venta de las participaciones de ECOPETROL en Gas Natural Bogotá
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a Gas Natural de España. En lo que corresponde a INVERCOLSA, el proceso no pudo llegar a feliz término por razones ajenas a la voluntad gubernamental, sin que esto implique que se ha abandonado el objetivo, el cual podrá concretarse en un futuro próximo.
Teniendo en cuenta lo anterior, se consideró que la política de masificación del gas natural mediante las nuevas concesiones debía llevarse a cabo a través de inversión del sector privado. Por esa razón se estructuraron esquemas de concesión denominadas “Areas Exclusivas” de distribución de gas natural sin participación estatal y mediante un proceso de convocatoria al sector privado. La CREG definió los criterios básicos de expansión del servicio en dichas áreas según se indica en el Artículo 131 de la Resolución 057 de 1996 algunos de cuyos principales aspectos son los siguientes:
• La expansión de los sistemas de distribución en el área de servicio exclusivo será responsabilidad de las empresas contratistas en condiciones de mínimo costo incluyendo los programas de masificación y extensión del servicio que comprenderá las categorías 1, 2 y 3 de la estratificación socioeconómica vigente.
• El distribuidor presentará al Ministerio de Minas y Energía planes quinquenales con la inversión prevista.
• La empresa de servicios públicos dará cuenta de dichos planes a la CREG y a la UPME.
• Deberán pactarse coberturas mínimas para los estratos 1, 2, y 3 de conformidad con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994.
RESULTADOS DE LAS DECISIONES
Exploración y producción
Puede decirse que en el tema de la exploración y producción, el sector no cumplió las metas de un pleno abastecimiento de gas natural y al mismo tiempo de proyectar al mercado la confianza en la disponibilidad del producto. Cuando se estructuró el Plan de Masificación de gas era clara la necesidad de vincular la producción de los campos del Opón y del Piedemonte llanero. Sin embargo, eso no ocurrió debido a dos consideraciones :
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1-) La pérdida de la producción del campo Opón lo cual cambió la planificación energética del sistema de gas a nivel nacional. Teniendo en cuenta que ECOPETROL ya había suscrito contratos de suministro de gas natural basados en la producción plena del gas de Opón, fue necesario importar volúmenes adicionales de gas de la Guajira a través del gasoducto Ballena-Barrancabermeja, que conecta los mercados de la Costa y el Interior, el cual, de su concepción original como gasoducto de respaldo o “back-up” con una capacidad de 100 MPCD, pasó a 200 MPCD y se convirtió en la arteria principal del Plan de Gas en el interior del país. Esta situación incrementó los costos de transporte ya que fue necesario atender todo el mercado del interior del país con gas de la Guajira el cual tenía que ser transportado largas distancias hasta llegar a los mercados lejanos y con mayor potencialidad de consumo como los de Bogotá, Medellín y Cali.
2-) Las demoras en la entrada en operación del campo de Cusiana-Cupiagua, lo cual generó congestión en el sistema de transporte, en especial en el tramo Ballena-Barrancabermeja. Esta situación es atribuida por los socios en el Contrato de Asociación, a las señales regulatorias recibidas anteriormente y que no permitieron tomar en su momento la decisión de construir la planta de tratamiento por consideraciones de carácter económico. Adicionalmente, las nuevas tarifas de transporte en el interior del país tuvieron un retraso considerable en su definición lo cual a su vez impactó negativamente las decisiones de construcción de la Planta de Tratamiento de gas de Cusiana-Cupiagua, ya que el sector se quedó sin señales para adelantar los cierres de negocios requeridos para la sanción final del proyecto por parte de los socios productores.
A finales de Marzo de 2004, los socios del Campo Cusiana-Cupiagua, lograron concretar la venta del 50% de la capacidad de la planta de tratamiento de 180 MPCD con Gas Natural E.S.P. de Bogotá con lo cual se asegura que el proyecto entrará en operación en el segundo semestre del 2005.
Los demás campos de gas natural de la zona central han entrado en declinación y su producción, sumada a los 200 MPCD que pueden transportarse desde la costa hasta el interior, es insuficiente para atender la demanda total que se presenta cuando ocurren despachos de las plantas termogeneradoras del interior. La manera como se ha evidenciado en el mercado central del país la escasez de gas natural, es la imposibilidad de un cliente industrial de encontrar suministros en firme para sus instalaciones, la necesidad de interrumpir los contratos cuando se producen los despachos de las térmicas lo cual obliga a la utilización de otros energéticos y el hecho de no poder hacer ofertas de largo plazo en la potencial exportación de gas a Venezuela. Esta situación no podrá solucionarse antes de la entrada en operación de la planta de tratamiento de Cusiana debido a que no existe una nueva fuente de gas que esté disponible. No obstante, los socios del campo Cusiana trabajan en la
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implementación de acciones para incrementar el suministro actual de 52 MPCD de gas hasta 130 a comienzos de 2005, con contenido de CO2 superior al máximo permitido por la regulación, con el fin de suplir temporalmente demandas adicionales de gas natural en el interior del país.
Como aspecto positivo dentro del marco de la producción de gas cabe destacar el interés de los productores en la comercialización de sus participaciones sea de manera directa o en conjunto con sus demás socios en los contratos de asociación, sin necesidad de que ECOPETROL efectúe una intermediación en estos procesos.
Con base en datos de Ecopetrol, a continuación se presenta información gráfica sobre reservas comercializables de gas natural durante 2001 y 2002 y un diagrama con la producción de gas natural en Colombia a Diciembre de 2003. Aunque aún no se conoce el Informe Anual de ECOPETROL para el año 2003 y las cifras oficiales de reservas al término del año anterior, informaciones preliminares indican que su valor sería de 6.3 TPC lo cual representa una reducción importante comparado con el valor registrado a finales de 2002 de 7.1 TCF.En cuanto se refiere al gas propano, después de la adopción de las medidas para lograr la dinamización de los mercados, el consumo pasó de 11205 BPD en 1990 a 23296 BPD en el año 2001. Sin embargo, la penetración del gas natural, la falta de políticas claras del Gobierno Nacional sobre el GLP, la informalidad en un alto porcentaje de la cadena de la distribución y unas señales regulatorias que en concepto del sector no favorecen la expansión de la actividad, están comprometiendo su desarrollo y posiblemente su supervivencia a mediano y largo plazo. Este es un sector donde se requieren reformas estructurales que aseguren la adecuada prestación de los servicios en un marco de suficiencia financiera que propenda por una mayor calidad en la atención de los mercados.
Transporte
El país tiene hoy en día una infraestructura de gasoductos que cubre las principales ciudades del país. La manera como se tomaron las decisiones constructivas y de financiamiento, permitió que la red troncal del interior del país quedará concluida justo antes de la aparición del Fenómeno de El Niño 1997-1998.
Las inversiones del sistema de transporte, previstas para los próximos años y que serán analizadas mas adelante en el Informe, muestran que el sector no tiene cuellos de botella en infraestructura y que al menos durante los próximos 5 años, el gas natural podrá fluir sin sobresaltos. Sin embargo, el transporte de gas tiene una alta incidencia en el precio final del energético incluyendo la contribución de solidaridad lo cual a su
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vez pesa en contra de lograr una mayor participación en el mercado. Algunas cifras son las siguientes:
• Tomando como referencia el sector industrial regulado y no regulado, se encuentra que, por ejemplo, en Barranquilla el transporte representa el 11.5% y 18.8% respectivamente del precio final del gas.
• En Cali, para el gas proveniente de la Guajira, los porcentajes que reflejan el costo del transporte sobre el precio final del gas natural para consumidores industriales regulados y no regulados llega a 42.2% y 55.6% respectivamente.
• Para la misma ciudad de Cali, si el gas proviene de Cusiana, los porcentajes en referencia llegarían a 38.6% y 53.0% respectivamente.
Sobre este asunto caben los siguientes comentarios y explicaciones:
1-) La pérdida de la producción del campo del Opón obligó a todos los consumidores del interior del país a comprar gas de la Guajira, lo cual encareció los costos de transporte de una manera importante. En efecto, bajo la Resolución 057 de 1996, que reguló las tarifas de transporte del interior del país hasta comienzos de 2004, la tarifa plena de transporte de gas natural de la Guajira al occidente del país llegó a ser de USD 2/MBTU aproximadamente, con un sobrecosto del 42% con respecto a la compra del gas del Opón.
2-) La señal de distancia de las tarifas de transporte, conlleva mayores tarifas particularmente a los mercados apartados de las fuentes de suministro como Bogotá, Medellín y Occidente del país. Este ha sido un principio de política regulatoria ratificado en las recientes resoluciones de tarifas de transporte. En el diseño del marco normativo primó la ortodoxia económica al dar la señal de que el recurso vale mas a medida que sea necesario transportarlo distancias mayores con respecto a la aplicación de los cargos estampillas. Este punto será analizado en el capítulo regulatorio
3-) Los costos de inversión con respecto a la distancia desde el punto de suministro, se señalan como un factor responsable de las altas tarifas. La CREG argumenta que los costos originales han sido ajustados mediante factores normativos que reflejan criterios de “bench-marking” internacional lo cual ha permitido que las tarifas no resulten mas altas de lo que son en la actualidad. Uno de los factores que inciden en los costos, como se indicó anteriormente, es la modalidad de contratación BOMT. Además, es válido suponer que en las primeras negociaciones de BOMT se surtió la necesaria curva de aprendizaje que siempre ocurre cuando se utilizan esquemas nuevos de hacer negocios.
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4-) El dimensionamiento de los gasoductos se realizó con base en los mejores estimativos de demanda de la época. Se pensaba que la demanda eléctrica se convertiría en un elemento dinamizador de los consumos de gas natural lo cual a la postre no ocurrió. En efecto, el esquema del Mercado de Energía Mayorista se ha traducido en una despachabilidad muy baja de las plantas termoeléctricas del interior del país, a lo cual ha contribuido el costo del gas puesto en planta térmica. Para el año 2003, el consumo térmico representó el 30.6% del consumo de gas total nacional y la mayor parte estuvo localizado en la Costa Atlántica.
5-) Las políticas de precio y ambientales sobre combustibles sustitutos han afectado el potencial de crecimiento del mercado particularmente en los sectores de GNV – gas natural vehicular e industria. El tema será analizado en capítulos posteriores.
6-) Aunque las consideraciones anteriores indican que la demanda efectiva por los gasoductos del interior del país ha sido menor que la proyectada, lo cual incide en las tarifas de transporte, puede decirse igualmente que este es un problema localizado en los gasoductos del occidente del país particularmente en el tramo Vasconia – Cali con factores de utilización del orden del 30%. Otros gasoductos como El Porvenir – La Belleza tiene un factor de utilización del 41%; sin embargo, con la entrada en operación del Proyecto Cusiana-Cupiagua, dicho factor se incrementará al punto que la capacidad podría quedar copada durante el próximo quinquenio si se reducen las transferencias de gas Guajira al interior del país. Debe anotarse que la regulación tarifaria establece factores mínimos o normativos de utilización de los gasoductos, del orden del 40%, a fin de evitar que los usuarios tenga que pagar por ineficiencias del sistema.
Adicional a los factores mencionados anteriormente, consideramos que falta una política comercial mas agresiva por parte del transportador – ECOGAS. Para contratos en firme las tarifas se fijan como el tope máximo regulado autorizado por la CREG, sin tener en cuenta que una estrategia comercial de reducciones tarifarias en tramos de baja utilización, podría incidir en la reactivación del consumo y compensar el efecto de las menores tarifas, en lugar de lo que ocurre hoy en día, donde se cobra el precio máximo pero no se logra maximizar el flujo de gas. A lo anterior ha influido el temor de los funcionarios públicos en general a tomar decisiones comerciales por la vigilancia posterior de las entidades de control. En efecto, un descuento en tarifas que en cualquier empresa orientada al logro de negocios, se toma como una estrategia comercial, en Colombia es una acción que bordea peligrosamente el concepto del detrimento patrimonial, lo cual es castigado severamente. En esas condiciones, dejar las cosas como están sin aventurarse a explorar alternativas comerciales nuevas que aumenten el ingreso, es la manera segura de evitarse problemas con las entidades de control.
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Otro aspecto que vale la pena señalar es la ausencia de estrategias comerciales integradas entre productores, transportadores y distribuidores que propendan por la maximización de los mercados, lo cual no debe confundirse con la integración vertical de la cadena del gas natural a lo cual nos referiremos en el capítulo regulatorio. En general, se cumple bien el mandato normativo de segmentar e independizar los elementos de la cadena de valor del gas natural. Sin embargo, poner en práctica la ortodoxia del modelo regulatorio ha impedido que existan acuerdos entre los agentes de la cadena que maximicen el tamaño del mercado. El Gobierno Nacional ha determinado iniciar un estudio de banca de inversión para conseguir un socio estratégico para ECOGAS. Parte del trabajo es determinar el valor esperado de la compañía lo cual depende a su vez de los flujos máximos posibles por los gasoductos y de las tarifas que maximicen las ventas. Sin embargo, hay espacio para pensar en un Estudio comercial integrado que involucre a los demás agentes de la cadena, y que tenga por objeto diseñar un esquema de tarifas comerciales que potencialice el valor de la compañía.
Distribución y comercialización
En el año 1990 el consumo nacional de gas natural era de 392.2 MPCD mientras que al término del año 2003 dicho valor es de 594 MPCD, es decir un incremento del orden del 50%. De otra parte, las conexiones domiciliarias pasaron de 790.000 en 1994 a 3.164.815 a finales del 2003, lo que conlleva un aumento de casi el 400%. Este ha sido un sector de muy rápido desarrollo, donde el sector privado ha respondido a la invitación de vincularse a las nuevas áreas bajo el concepto de concesiones de áreas exclusivas.
El país tiene un total de 20 distribuidoras de gas natural de acuerdo con los últimos datos agregados de la CREG correspondientes al año 2002. Del total de usuarios conectado en el país hoy en día, aproximadamente el 13% corresponde a las áreas exclusivas a pesar de que su arranque fue extremadamente difícil dadas las condiciones de recesión económica de finales de los 90’s.Puede decirse que el sector de la distribución ha sido muy eficiente en acometer las tareas de cubrimiento de sus respectivas áreas de influencia al punto que hoy en día, el 74.13% de los usuarios con infraestructura de anillos de distribución están realmente conectados al servicio.
Hacia el inmediato futuro, se considera que las principales áreas del país están cubiertas por las distribuidoras que operan en Colombia. No se vislumbra un masa crítica de usuarios que aún esté pendiente de recibir el servicio razón por la cual no se ve factible las estructuración de nuevos concesionarios de distribución bajo la figura de áreas de servicio exclusivo. Tan sólo los departamentos del sur-occidente del país,
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Cauca y Nariño, podrían ser objeto de un proceso semejante sólo si se llegare a demostrar la factibilidad financiera y económica de construir un gasoducto a partir de Yumbo.
El esquema de las áreas exclusivas se utilizó para impulsar los procesos de distribución domiciliaria. Hoy en día, el sector se mueve hacia la libre competencia razón por la cual se están desarrollando nuevos mercados en municipios pequeños mediante competencia entre inversionistas y comercializadores privados que cuenta con recursos o financiación propia
La comercialización de gas natural por parte de comercializadores puros, ha sido una figura de poco desarrollo en el país hasta ahora, lo cual se debe en buena medida a las percepciones sobre restricciones en la oferta. Sin embargo, con la entrada del gas de Cusiana-Cupiagua lo cual se traducirá en una mayor disponibilidad de gas natural, se tendrá mayor espacio para la presencia de comercializadores puros en el mercado. De hecho, como se comentará en los Capítulos II y III, se ha constituido una nueva comercializadora de gas que atenderá las demandas de buena parte de los distribuidores del interior del país, lo que tendrá efectos en los esquemas de competencia en el sector de la distribución de gas natural.
El desarrollo del sistema de gas en Colombia puede resumirse así: Un país, dos mercados: La Costa y el Interior y Un Campo de Gas: La Guajira.
Mientras que en la Costa Atlántica se cuenta con el gas de la Guajira cuyas reservas permiten atender con plena confiabilidad la demanda de la región y pensar en la posibilidad de la exportación, en el Interior, el desarrollo del sistema se proyectó con base en los campos del Magdalena Medio, principalmente el Opón y los descubrimientos de gas asociado de Cusiana-Cupiagua en el Piedemonte Llanero. Sin embargo, la caída de la producción del Opón y las demoras en la entrada en operación del gas de Cusiana, trajeron como consecuencia la necesidad de ampliar sucesivamente el gasoducto Ballena-Barrancabermeja, que conecta los dos mercados, hasta el límite permitido por la adición de capacidad de compresión. Ampliaciones adicionales en la capacidad de este gasoducto hubieran requerido la construcción de “loops” que en la práctica equivalen a un gasoducto paralelo, lo que nunca se justificó por que siempre el gas de Cusiana podría llegar mas a tiempo que la expansión del gasoducto si se superaban las incertidumbres regulatorias y comerciales que han marcado su desarrollo. Entretanto, el interior del país se enfrentaba a restricciones de oferta lo cual no ha permitido generar confianza en los consumidores, particularmente la industria, respecto a la disponibilidad en el suministro del producto. Esta situación contrasta con el mercado de la Costa que ha disfrutado de pleno abastecimiento al punto que la producción de gas natural ha sido inferior a la capacidad potencial del Campo Guajira. Por esa razón, la posibilidad de exportar gas desde la Costa Atlántica siempre ha sido
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una opción comercial, mientras que en el interior del país el objetivo a cumplir es la atención de la demanda.
La misma situación de contar con un país, dos mercados y un gran campo de gas natural, impidió consolidar una estructura de tarifas de transporte que hubiera permitido aprovechar las ventajas de desarrollo del mercado de la Costa a fin de apoyar la comercialización de gas natural en el interior. Un sistema tarifario basado en tarifas estampilla, aunque habría facilitado la penetración en el Interior, no se consideró viable desde el punto de vista del consumidor de la Costa. Adicionalmente, el esquema regulatorio optó por un sistema tarifario por distancia para el interior, como si se tratara de un mercado desarrollado, en lugar de un sistema estampilla mas apropiado a una estructura de demanda que apenas estaba en proceso de arranque.
Dos hechos próximos a ocurrir, cambiarán el desarrollo del mercado del interior del país: la entrada de la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua a finales del 2005 lo cual le dará al sistema la confianza del pleno abastecimiento y las decisiones sobre la privatización de ECOGAS .
El segundo tema tiene implicaciones sobre las tarifas de Gas Natural a mediano y largo plazo y el desarrollo del mercado en la zona central colombiana. La metodología para la determinación de tarifas, que será analizada en el capítulo regulatorio, utiliza la base de activos valorizada a costos eficientes y factores de utilización normativos de lo cual puede concluirse que el sistema del interior tiene las tarifas de transporte que le corresponden, acorde con la evolución de un sistema que apenas entró en operación hacia 1997 y aún se encuentra en proceso de maduración, y cuya penetración se vio afectada por la coyuntura económica de finales de la década.
Si las tarifas así calculadas no permiten la penetración del gas natural, sólo queda la opción del hundimiento de parte de los activos de transporte. El Gobierno Nacional ha tomado la decisión de contratar un esquema de Banca de Inversión con el objeto de vincular inversionistas estratégicos a la operación de ECOGAS. En opinión del consultor este proceso tiene ventajas que vale la pena señalar así:
• El estudio acometerá un análisis comercial detallado del mercado de gas en el interior del país a fin de dimensionar la demanda de gas bajo diferentes escenarios de tarifa de transporte. Esta información permitirá estimar el valor de la compañía en función de los ingresos recibidos por la prestación del servicio.
• A su vez, los diferentes niveles de las tarifas de transporte tienen su correspondencia con el valor de los activos que se requieren para prestar el servicio.
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• Mediante un procedimiento de convocatoria pública, será el mercado mismo el que defina el nivel del “hundimiento” del valor de los activos del sistema de transporte de ECOGAS.
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2. INFRAESTRUCTURA Y CRECIMIENTO
CARACTERIZACION FÍSICA DE LA INFRAESTRUCTURA
Descripción de la cadena de valor del gas natural
Producción de gas natural
La Tabla No. 1 que se presenta a continuación, muestra los principales campos de producción del país tanto aquellos operados directamente por ECOPETROL como los que corresponden a la operación asociada:
Enero a Diciembre de 2003 SUMINISTRO DE GAS NATURAL
CAMPOS DE PRODUCCIÓN MBTU/D OPERACIÓN DIRECTA ECOPETROLAPIAY 7698CANTAGALLO 1797CENTRO ORIENTE (EL CENTRO) 6016CERRITO1 (*) 80CICUCO 0DAM (DISTRITO ALTO MAGDALENA) 0LLANITO 974
Fuente Información: Gerencia de Comercialización de Gas - Ecopetrol.
Tabla No. 1
• El principal productor nacional de gas natural es ECOPETROL con el 61.5% de las ventas nacionales al cierre del año 2003, resultado de los campos de operación propia mas la participación en los contratos de asociación.
• ECOPETROL y TEXACO, como socios del contrato Guajira, tuvieron ventas de gas natural durante el año 2003 equivalentes al 93% del total nacional.
• Tomando cifras del año 2003, las principales siete compañías productoras de gas del país, incluyendo a los socios del contrato Guajira, vendieron el 99.6% de la producción nacional que ascendió a 594 MPCD.
Transporte de gas natural
El país cuenta con ocho transportadores siendo los dos principales Promigas y Ecogas, los cuales mueven el 97% del gas que se transa a nivel nacional. El sistema de transporte cuenta con aproximadamente 5600 Km de líneas entre troncales y regionales.
El Mapa No. 1 presenta de manera esquemática los tramos que corresponden a los cinco principales operadores de transporte en el país. No se incluyen: Transoccidente (Yumbo - Cali) , Transcogas (Cogua – Bogotá ) y Gasoducto del Tolima con ramales en los Departamentos de Tolima y Cundinamarca.
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1
SISTEMAS DE GASODUCTOS EN COLOMBIA
Ballena
B/mangaB/bermeja
CúcutaMontería
Cartagena
Barranquilla Sta. MartaMaicao
Payoa - Provincia
SebastopolMedellín
Riohacha
Valledupar
Cerromatoso
Cerrito
Güepajé
BOGOTA
Dina
Gualand ay
Pitalito
CaliMontañuelo
Mariquita
Apiay
PROMIGAS
ECOGAS
TR ANSORIENTE
TR ANSMETANO
PROGASUR
Guajira
Campos de Huila
Cusiana
Piedemonte
Opón
Neiva
Vasconia
CAMPOS
Mapa No. 1
Distribución y comercialización de gas natural
Son en total 20 compañías distribuidoras incluyendo las que operan en las áreas de servicio exclusivo. Algunas conclusiones principales son las siguientes:
1-) La distribuidora mas grande del país es Gas Natural E.S.P, la cual atiende el mercado de Bogotá y concentra el 31% de las ventas de gas.
2-) Las empresas distribuidoras de la Costa Atlántica – Gas Caribe y Surtigás- ocupan los siguientes lugares después de Gas Natural E.S.P. con el 25.% del total nacional.
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3-)A continuación de las anteriores, se encuentran Gases de Occidente (8.5%), Gasoriente(5.5%), Gases del Norte del Valle(6.8%) y Empresas Públicas de Medellín(7.5%).
4-)Las siete empresas mencionadas anteriormente, concentran el 84% aproximadamente de las ventas de gas a nivel nacional.
En cuanto a comercializadores “puros”, tan sólo Dinagas, presenta una actividad de comercialización de gas natural en el interior del país. Sin embargo, recientemente ha iniciado operaciones de comercialización la compañía SURTIGAS S.A E.S.P como comercializador a cargo de las compras de gas para las compañías distribuidoras de gas en el sector del eje cafetero y el occidente del país.
Posibles “cuellos de botella” en el sistema de gas natural
El numeral anterior, en el cual se evaluaron las decisiones tomadas para el desarrollo del Plan de Masificación de Gas, ofrece una buena aproximación a la identificación de los posibles “cuellos de botella” en el sistema. A continuación se presentan algunos conceptos sobre el particular:
• EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN: Se tiene a corto plazo una restricción en la oferta de gas natural al sistema central colombiano, la cual se solucionará con la entrada en operación de la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua prevista para el segundo semestre del 2005. Se despejaron además las incertidumbres en torno al desarrollo del campo Guajira con la firma de la extensión del Contrato de Asociación, entre Chevron-Texaco y ECOPETROL, lo que tuvo lugar en Diciembre de 2003.
• A mediano y largo plazo, el reto del plan de gas es descubrir las reservas necesarias para atender el mercado nacional tanto en la Costa Atlántica como en el interior del país. Al respecto, algunos productores como el caso de BP, han indicado que la disposición a invertir en búsqueda de nuevas reservas depende a su vez de las oportunidades que ofrezca el mercado colombiano tanto a nivel de consumo interno como de exportación.
• Adicionalmente, para acometer proyectos de exportación de gas natural, es necesario incentivar el descubrimiento de nuevas reservas de gas natural en la Costa Caribe a fin de contar con una masa crítica de gas que permita suscribir los compromisos que se requieren por parte de este tipo de proyectos.
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En lo que se refiere al GLP, después de los éxitos obtenidos en los años posteriores a las reformas en el marco institucional de la industria, hoy en día el sector requiere unas señales claras de carácter regulatorio que determinen su viabilidad a largo plazo y le permitan cumplir los postulados de política energética de llegar a los mercados que normalmente no podría ser atendidos con el gas natural.
• TRANSPORTE: Las principales necesidades de expansión del sector están ya incluidas en los planes de las empresas y no se perciben “cuellos de botella” a mediano plazo que restrinjan los flujos de gas desde los campos de producción hasta los centros de consumo. En lo que respecta a la evacuación del gas de Cusiana-Cupiagua, el gasoducto El Porvenir-La Belleza tiene habilitada una capacidad de transporte de 150 MPCD lo cual es suficiente para la producción de gas en la primera etapa de la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua. Incrementos posteriores en dicha capacidad requieren ampliaciones de este tramo así como el de Vasconia-La Belleza. No obstante, cualquier ampliación debe darse con base en el supuesto de que la inversión tendrá que recuperarse eficientemente, vía tarifa de transporte y además mediante la suscripción de los correspondientes contratos.
• DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACION: No se identifican “cuellos de botella” en este sector. Algunas de las principales distribuidoras presentan índices de cubrimiento cercanos o superiores al 90%. Además, las inversiones en nuevas redes están cubiertas por los márgenes de distribución que se aprobarán para el próximo quinquenio.
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CARACTERIZACION ECONOMICA DE LA INFRAESTRUCTURA
Estructura de mercado y patrimonio
1-) En la producción de gas natural, de las 7 principales compañías que comercializan el 99.6 % de la producción de gas natural en Colombia, la única estatal es ECOPETROL la cual presenta una estructura accionaria cuyos socios son todas empresas estatales, en virtud de lo dispuesto por el Decreto 1760 de 2003. Las demás compañías son 100% privadas. Únicamente ECOPETROL, PETROCOLOMBIA y PETROTESTING son compañías colombianas.
2-) El país cuenta con 8 empresas transportadoras de gas natural, de las cuales ECOGAS es empresa industrial y comercial del Estado de alcance nacional y TRANSMETANO aparece clasificada como privada en la información de la SSPD, aunque cuenta con una participación de Empresas Públicas de Medellín del 38.94%. Las demás son empresas completamente privadas de alcance regional y con participación de socios internacionales en varias de ellas como es el caso de PROMIGAS.
3-) En lo que respecta al sector de la distribución de gas natural, hoy en día operan en el país 20 empresas, de las cuales sólo Empresas Públicas de Medellín-EEPPM, tiene características de entidad pública como su nombre lo indica. Las demás, según la clasificación de la SSPD, son empresas de carácter privado. Varias de ellas figuran como empresas mixtas con participación estatal pero definitivamente, con control de tipo privado.
Los elementos de la cadena de valor del gas natural, están sujetos a definiciones sobre política energética, regulación y control en instancias que pueden ser del orden nacional, departamental / regional y municipal.
Los temas de política energética, regulación económica y control tienen en cada caso, una sola instancia a nivel nacional que define cada uno de esos temas. Por ejemplo, la competencia sobre los temas de política energética, le corresponde al Ministerio de Minas y Energía, la regulación económica es competencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG y en lo que se refiere al control, su responsabilidad recae en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – SSPD.
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El tema de regulación ambiental tiene instancias a nivel nacional, departamental / regional y municipal a través del Ministerio del Medio Ambiente, las Corporaciones Autónomas Regionales y los Departamentos Administrativos del Medio Ambiente.
Según la información del capítulo anterior, tomando cifras del año 2003, las principales siete compañías productoras de gas del país, vendieron el 99.6% de la producción nacional mientras que las siete principales distribuidoras concentran el 84% aproximadamente de las ventas de gas a nivel nacional.
Los datos anteriores son el reflejo de la escasa competencia tanto en la oferta como en la demanda y sin que se vislumbren posibilidades de incrementar significativamente el número de agentes en el mercado debido además al bajo crecimiento que se prevé en el mercado nacional de gas natural.
A lo anterior se añade que SURTIGAS E.S.P., distribuidora de gas natural de la Costa Atlántica, está iniciando labores de comercialización para suministro de gas a todas las distribuidoras del Eje Cafetero y Suroccidente del país. En efecto, Informaciones suministradas por ECOPETROL indican que los socios del Campo Cusiana-Cupiagua se encuentran negociando con SURTIGAS los volúmenes de gas requeridos para atender las necesidades de las distribuidoras anteriormente mencionadas. Lo anterior implicaría que el marco de competencia, precario de por sí, se deterioraría aún mas debido a que un solo comercializador entraría a consolidar las compras de cuatro distribuidoras en el interior del país que representan aproximadamente el 18% de la demanda nacional.
Esta situación limita las posibilidades del mercado no regulado, y de las industrias en particular, de negociar la compra de gas directamente con los productores debido a que un comercializador que agregue volúmenes está en capacidad de obtener un mejor precio con los productores que un comprador individual. En esas condiciones los industriales verían restringidas sus opciones comerciales a la compra de gas directamente a los distribuidores.
En la presente sección se presenta un análisis de los segmentos de consumo que constituyen el mercado colombiano de gas natural actual y sus perspectivas para los próximos años. Se considerarán los siguientes sectores: Residencial, Industrial, Eléctrico, GNV y Exportaciones. Dado que el mercado de gas natural está determinado por el espacio que le permiten los combustibles potencialmente sustituibles por él, se presenta a continuación un análisis de su competitividad frente a los mismos, en cada uno de los sectores de consumo, con el propósito de definir su real posibilidad de penetración.
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Energéticos sustitutos del gas natural en el sector domiciliario
El sector domiciliario comprende la atención de los consumos residenciales y comerciales. Los recursos energéticos que le compiten al gas natural en la atención de la demanda domiciliaria son la energía eléctrica y el gas propano.
El Cuadro que se presenta a continuación muestra los precios finales en USD por MBTU para los consumidores residenciales en cuatro principales ciudades para electricidad, gas natural y GLP. Los resultados son:
Bogotá Medellín Cali Barranquilla
Electricidad (1) 22,85 21,83 21,68 24,10
Gas Propano (2) 9,24 10,16 8,97 11,61
Gas Natural (3) 5,81 5,99 6,36 4,77
. Electricidad – GN 17,04 15,84 15,32 19,33
. GLP – GN 3,43 4,17 2,61 6,84 (1) Precios Nivel de Tensión 1 (2) Precios Cilindro 40 Lbs (3) Se Utiliza la fuente de Gas Natural (Guajira a Cusiana) de menor costo
Se observa que las diferencias entre los precios de electricidad y GLP con respecto al gas natural, son considerables a favor de este último, en las ciudades examinadas.
A fin de completar el análisis de competitividad es necesario identificar los costos intra-domiciliarios de conversión los cuales están dados por los costos de conexión, acometida y gasodomésticos. En el caso de la energía eléctrica se precisa cambiar la estufa de cocina mientras que en el GLP, sólo se requiere un ajuste en las “boquillas” de paso del gas lo cual conlleva un costo mínimo.
1-) Mientras dure la financiación de las acometidas y los costos de conexión, y suponiendo además que se mantiene el actual esquema de subsidios y valores del consumo de subsistencia, 20 m3 por mes, se tienen los siguientes resultados para el caso de un usuario residencial que hoy en día utilice GLP o energía eléctrica y tenga la intención de cambiarse al gas natural:
• En Bogotá, no existe incentivo para el cambio en ninguno de los estratos. • Para el caso de Barranquilla hay incentivo para el cambio de energía eléctrica a
gas natural en el promedio de los estratos mas no así para estrato 1. Para el
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cambio de GLP por gas natural, existen incentivos económicos en todos los casos.
• Para Medellín y Cali, no se tiene incentivo en ningún caso de sustitución de energía eléctrica o GLP por gas natural y en ningún estrato.
2-) Una vez que termina el periodo de pago a plazos de la acometida, la cuota de conexión y el gasodoméstico, representado en este caso por la estufa de gas de 2 o 4 puestos, se tienen incentivos económicos para todos los casos de sustitución, en cada una de las ciudades analizadas y para todos los estratos residenciales.
La conclusión que se desprendería del análisis anterior es que los costos de la conversión a gas natural encarecen la factura durante el plazo de pago de la acometida y la conexión, al cabo del cual, el gas natural compite muy favorablemente con respecto a la energía eléctrica y el gas propano. Lo anterior sugiere que el subsidio podría orientarse más a financiar acometida, conexiones y gasdomésticos y subsidiar un poco menos el consumo en virtud de los diferenciales de precios a favor del gas natural con respecto a energía eléctrica y gas propano, que lo hacen competitivo. A este respecto los Artículos 95 y 99.6 de la Ley permitirían que parte de los subsidios se canalizaran al pago de los costos de conexión, mas no de las acometidas internas.
Energéticos sustitutos del gas natural en el sector industrial
Los principales competidores sustitutos del gas natural son: Carbón, Fuel oil y Crudos pesados. A continuación se presenta un análisis sobre los combustibles sustitutos y su competitividad con respecto al gas natural. La experiencia del consultor en el tema de contratación de gas natural en el sector industrial, le permite concluir que los distribuidores se han visto obligados a realizar descuentos considerables en el margen de distribución a los grandes consumidores industriales, a fin de no perder el cliente con otros energéticos sustitutos. En algunos casos, el margen de distribución ha llegado a ser del orden del 10% del valor máximo aprobado en las resoluciones de la CREG bajo la regulación anterior basada en la Resolución 057 de 1996.
Esta política de los distribuidores evitar que los grandes industriales puedan conectarse de manera directa a los gasoductos troncales, lo cual les facilitaría la tarea de buscar otro proveedor de gas natural con lo cual se configuraría un “by-pass” a la red del distribuidor zonal. No ocurre lo mismo con los industriales regulados a los cuales, si bien se les conceden algunos descuentos para no perder estos consumos con los combustibles sustitutos, el valor efectivo del margen de distribución podría ser del orden del 75% del máximo regulado.
(a) Fuel Oil
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Colombia ha sido exportador neto de fuel oil. En efecto, tomando cifras del periodo Enero-Diciembre del 2003, se encuentra que el consumo nacional de este energético ascendió a 3.000 BPD mientras que en el periodo Enero-Junio el consumo nacional fue de 3,348 BPD. Durante el año 2003, las exportaciones superaron los 75.000 BPD, según información de ECOPETROL.
En lo que respecta a la política de precios de este recurso energético, en reunión con el Director de Operaciones de ECOPETROL, se indicó que al fuel-oil se le aplicarían los precios internacionales teniendo como piso los valores que resulten de la aplicación del criterio paridad exportación. Por otra parte, en reunión con el Ministro de Minas y Energía se indicó que el fuel oil debería valorizarse a precios dictados por el criterio paridad importación.
El precio del gas natural para las industrias es favorable con respecto a los del fuel-oil, en valores que oscilan entre 0.54 para Medellín y 1.54 para Bogotá, en USD/MBTU. Esto permite concluir que la señal de precios es adecuada a la sustitución del fuel-oil por el gas natural. El análisis habría que completarlo a nivel individual de cada industria a fin de determinar si existen restricciones de financiamiento que impidan a los industriales que aún consumen este energético, acometer las inversiones necesarias en equipamiento industrial y si la evaluación económica, comparando inversiones contra ahorros, es favorable.
Sin embargo, cabe anotar que aún si se sustituyera el 100% del consumo de fuel oil en el país por gas natural, las mayores ventas por este concepto apenas ascenderían a 18 MPCD aproximadamente.
(b) Carbón
El carbón se entrega a precios equivalentes por MBTU que presenta un diferencial frente al gas, entre 2.28 para Bogotá y 2.75 para Medellín en USD/MBTU, lo cual es una clara señal a la industria sobre las ventajas de precio del carbón con respecto al gas natural. Desde luego que la utilización del carbón conlleva otros costos tales como manejo, disposición de cenizas y menor vida útil de los equipos razón por la cual, la decisión final del industrial depende enteramente de la evaluación económica que se realice entre inversiones en la conversión de equipos y los ahorros en caja producto de los menores precios del carbón con respecto al gas natural.
Los niveles favorables de los precios del carbón se explican por los siguientes factores:
• Abundancia de reservas con un equivalente de 160 TCF, es decir 25 veces mas que las correspondientes a gas natural.
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• La relación Reservas / Producción para el año 2001 es de 90 años. • Se caracteriza por la informalidad en el sector productivo. • Su estructura de precios no tiene impuestos.
(c) Crudos Pesados
El crudo Rubiales proviene del Contrato de Asociación del mismo nombre cuya comercialidad en su momento no fue aceptada por ECOPETROL razón por la cual el socio del contrato, en este caso la compañía MetaPetroleum, se acogió a la modalidad “solo-riesgo”. En un contrato de asociación, el asociado puede acogerse a la modalidad “solo riesgo” mediante la cual se le permite acometer la explotación comercial del campo según su propio criterio comercial sin participación de ECOPETROL, hasta recuperar el 200% de las inversiones. La compañía asociada únicamente está obligada al pago de las regalías pactadas por ley.
El Crudo Rubiales tiene unas especificaciones de API 12º y contenido de azufre S 1.3%, lo cual lo coloca dentro de los requisitos ambientales para su utilización como combustible de uso industrial. La producción de crudo Rubiales es de aproximadamente 4500 B/D. Se espera además iniciar la perforación de 13 pozos de desarrollo hacia mitad de año a fin de incrementar la producción al finalizar el 2004 entre 13000 y 14000 BPD, lo cual representa aproximadamente 80 MPCD de gas. La estrategia comercial de los productores de crudo Rubiales comprende la construcción de un proyecto de refinación con capacidad de 10000 BPD el cual debería estar en operación comercial para el año 2005 en el sector de los llanos orientales de Colombia. Dicha refinería produciría Diesel, JP y material para IFO 380 lo cual representaría un 50% de los productos refinados. El resto sería combustible pesado o Fuel Oil.
Las perspectivas de producción del crudo Rubiales son de tal naturaleza que a mediano y largo plazo, según sus operadores, se podría contar con niveles de producción del orden de 80.000 BPD. De concretarse estos pronósticos, la comercialización del Crudo Rubiales se complementaría con actividades de comercio internacional mediante la exportación del producto para bunkers. Las diferencias entre los dos energéticos (gas natural y crudo Rubilales) oscilan entre 0.70 y 0.15 USD/MBTU en Bogotá y Cali a 0.29 USD/MBTU a favor del Crudo Rubiales en Medellín. Se puede concluir entonces que hoy en día los precios del crudo Rubiales resultan ser muy competitivos con respecto a los del gas natural. Sin duda alguna que el potencial de ventas de este crudo pesado es una gran amenaza para el mercado del gas natural debido a la flexibilidad que se tiene para fijar un precio en campo de producción que sea competitivo con el del gas natural.
En este sentido, el Consultor considera que la orientación de política energética debe seguir la línea de buscar la mas eficiente utilización de los recursos naturales con que
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cuenta el país. El crudo Rubiales es un recurso transable en los mercados internacionales mientras que el gas natural no lo es, o al menos no lo será hasta que se desarrollen proyectos de exportación de gas. En ese estado de cosas, la recomendación del Estudio se orienta a mejorar el nivel de transabilidad del crudo Rubiales con apalancamiento basado en esquemas de financiamiento privado para este tipo de proyectos los cuales estarían orientados a darle a este crudo usos diferentes al consumo como combustible por parte del mercado industrial. Se trataría entonces de diseñar proyectos que aprovechen la vocación de Rubiales como crudo de exportación, asfaltos y materia prima para la fabricación de bunkers. La opinión de ECOPETROL coincide con este planteamiento para lo cual se están iniciando análisis que permitan estructurar proyectos de “upgrading” de los crudos pesados en Colombia, tales como Castilla y Rubiales a fin de promover su utilización en procesos de refinación y mercados de exportación de tal manera que el país pueda beneficiarse de una utilización óptima de todos sus recursos energéticos.
Competitividad del gas en el Sector Industrial
El análisis de competitividad del gas natural con respecto a los combustibles sustitutos en el sector industrial permite adelantar las siguientes conclusiones:
• Fuel-Oil : Las señales de precios favorecen el uso del gas natural.
• Carbón: La estructura de precios favorece al carbón sobre el gas natural. Además se trata de un sector estratégico para la generación de empleo. Aún si se tomara la decisión política de gravar el precio del carbón con un impuesto de carácter ambiental en porcentajes del orden del 25%, el carbón se cotizaría en Bogotá, Medellín y Cali con relación al gas natural en los siguientes porcentajes: 37%, 43% y 50%, lo cual en la práctica no afecta significativamente su competitividad.
• Crudos Pesados – Rubiales. Las señales de precios muestran una competencia muy pareja entre los crudos pesados y el gas natural. Con respecto al Rubiales su fortaleza radica en la transabilidad hacia los mercados internacionales contrario a lo que ocurre con el gas. Su estructura de venta no tiene impuestos y un impuesto ambiental tendría incidencia en la competitividad interna con respecto al gas natural. Sin embargo, una medida de esta naturaleza en medio de una política de gobierno que busca recuperar la inversión exploratoria de petróleo y la producción marginal de los campos existentes, podría desestimular el interés de los inversionistas en el desarrollo de crudos pesados.
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La demanda de gas para el sector eléctrico
La capacidad instalada del sistema eléctrico nacional asciende a 13,258 Mw, de los cuales 64.85 % son hidráulicos, 33.25 % térmicos y 1.9 % Plantas Menores y/o autogeneradores. A su vez la demanda máxima del sistema asciende a 8,257 Mw (Diciembre 2003) lo cual demuestra que a la fecha se tiene holgura suficiente para atender las demandas máximas de electricidad. La evolución del sector eléctrico es fundamental para la planificación del sector del gas natural debido a la máxima exigencia a la que es sometido el sistema en las épocas del verano eléctrico que normalmente ocurre entre los meses de Diciembre y Abril y cuando se registra la presencia de el fenómeno de El Niño.
En lo que respecta al suministro de gas natural al sector eléctrico, se tienen compromisos de consumo mínimo por parte de las termoeléctricas de 43.50 MPCD (año 2004) y 45.28 MPCD (año 2005 a 2013). Si se tiene en cuenta que los porcentajes “take or pay” contratados a partir del año 2005 son aproximadamente del 25% del máximo contratado, se concluye que el volumen total de gas comprometido y que puede ser exigible cuando dichas plantas sean despachadas en el Mercado de Energía Mayorista en virtud de los compromisos establecidos en los contratos, puede ser 4 veces mayor al consumo mínimo lo que representaría un volumen superior a los 150 MPCD que en principio no podrían dedicarse a otros contratos. Aunque en la Costa Atlántica también se tienen compromisos “take or pay”, la oferta suficiente y la disponibilidad de gas de la Guajira hace que los demás consumos actuales y futuros puedan atenderse sin dificultad.
La suscripción de nuevos contratos de suministro de gas natural para plantas termoeléctricas que se construyan según las indicaciones del Plan de Expansión, deberán obedecer a negociaciones de carácter comercial entre los productores-comercializadores y los desarrolladores de los nuevos proyectos. La modalidad contractual que se utiliza por lo general es del tipo “take or pay” con porcentajes de consumo mínimo del orden del 70 al 80% y los cuales podrían ser aún mayores. Por consiguiente, para efectos del Plan de Expansión Eléctrico es importante tener en cuenta que el suministro de gas para los nuevos proyectos deberá garantizarse mediante contratos entre los productores de gas y los desarrolladores de los proyectos termoeléctricos. Dada la muy baja despachabilidad que se prevé para los próximos años, es poco probable que un nuevo proyecto térmico pueda comprometerse con tasas de consumo mínimo o “take or pay” que a su vez remuneren al productor por la firmeza que éste debe garantizar. Además, las definiciones de tipo regulatorio sobre las modalidades “pague lo contratado” y “pague lo demandado”, lo que se discutirá en el capítulo regulatorio, podrían dificultar la suscripción de estos negocios.
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La demanda promedio esperada de gas para generación eléctrica prevista para los próximos años, ofrece una baja despachabilidad del parque térmico en particular en el interior del país razón por la cual esta demanda no representaría un factor dinamizador del mercado de gas natural a mediano y largo plazo.
El gas natural vehicular – GNV
El programa de conversión de vehículos a GNV se ha orientado preferencialmente hacia aquellos que funcionan con gasolina, teniendo en cuenta aspectos de índole técnico y económico. Convertir vehículos diesel a GNV conlleva dificultades técnicas que aún no se han resuelto del todo, tales como la exactitud que se requiere para controlar la proporción de mezcla de gas y diesel y evitar daños potenciales importantes que pueden causarse con el tiempo al motor, ya que un vehículo diesel convertido a gas no queda operando solamente con gas natural. Así mismo, aunque se han logrado avances importantes en tecnología que han reducido considerablemente las diferencias de potencia entre motores a diesel y a GNV, aún no hay suficiente confianza entre los potenciales usuarios que siguen arguyendo la pérdida de potencia que se presenta cuando se cambia de diesel a gas.
Según datos del Ministerio de Transporte, publicados por Ecopetrol, el potencial de conversión del parque automotor a GNV en el país, se puede resumir así:
POTENCIAL DE CONVERSION A GNV DEL PARQUE AUTOMOTOR COLOMBIANO
De completarse este programa de conversión al 100%, la demanda incremental de gas natural vehicular estaría alrededor de 70 MPCD.
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Las inversiones importantes que se requieren para desarrollar este programa de conversión a GNV, son las relacionadas con la compra de los kits de conversión y la instalación de las estaciones de servicio y talleres de conversión.
Hasta el momento todos los esfuerzos de inversión y financiación en estos sectores han sido de iniciativa privada. A partir de este año, habrá participación de Ecopetrol y Ecogas en estos planes, dado el especial interés que tiene el gobierno en el avance de los mismos.
Los costos de conversión de vehículos de gasolina a GNV, al finalizar 2003, están alrededor de 1200US$ para un automóvil, 3000US$ para una buseta y 3500 US$ para un bus. Los distribuidores de gas brindan financiación a los usuarios y permiten el pago de la inversión con el ahorro en combustible.La inversión para adecuar una isla de atención con GNV en una estación de servicio de combustibles líquidos, está entre 300.000 US$ para atender taxis y 500.000 US$ para atender buses.
Dado que el parque automotor colombiano es relativamente pequeño si se compara con el de otros países, puede concluirse que con pequeños esfuerzos en financiación de conversiones de vehículos, de instalación de estaciones de servicio y de talleres de conversión, se podría alcanzar en poco tiempo, el total del mercado objetivo, que con el desmonte de los subsidios podría incluir también los vehículos a diesel.
Expansión por integración regional
Dado el tamaño del mercado interno colombiano, si Colombia quiere encontrar una salida viable a sus potenciales reservas del Pie de Monte llanero y de aguas profundas en el Caribe, tiene que mirar más allá de sus fronteras para exportar gas ( licuado, o por gasoducto, o comprimido, o como combustibles líquidos obtenidos de gas, o como energía eléctrica generada con gas, o como productos petroquímicos derivados del gas ).
En esta dirección, ha habido un par de intentos hacia exportaciones de gas a Panamá y Venezuela, sobre los cuales se sintetizan a continuación las posibilidades estudiadas.
Exportación a Panamá
A comienzos de 1999, Enron aproximó a Ecopetrol y a Texaco con el propósito de analizar la posibilidad de llevar gas colombiano desde la Guajira, para alimentar unas
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plantas de generación térmica con capacidad de 350 MW, ubicadas en Bahía de las Minas, Panamá, que habían sido adquiridas recientemente por Enron. Dichas plantas operaban con fuel oil suministrado por la refinería de Texaco en Panamá, pero recientes regulaciones ambientales exigían cumplir con normas sobre emisiones, imposibles de alcanzar con el combustible que se venía utilizando.
Enron había estimado sus necesidades de gas en 70 MPCD, a partir de 2003, incrementales hasta un máximo de 160 MPCD en los 6 años siguientes, para lo cual requeriría un gasoducto entre Cartagena y Colón en Panamá de 300 millas de longitud y un diámetro de 20 pulgadas. El gasoducto sería submarino en casi toda su extensión y la inversión correspondiente se estimaba en unos 250 MUSD de 1999.
El negocio se planeó y se avanzó en su estructuración hasta Octubre de 1999, fecha en la cual tuvo que ser abortado por discrepancias políticas entre el presidente de Ecopetrol y el Ministro de Minas y Energía de entonces, quienes tenían concepciones diferentes con respecto a las bondades del negocio para el país.
Ahora, al finalizar 2003, conscientes de la importancia que tiene el tema de exportación a alguno de los países vecinos, el Ministerio de Minas y Energía MME decidió retomar el tema y colocarlo entre las prioridades de gestión de los organismos estatales que ejecutan la política energética como son UPME, Ecopetrol, Ecogas y el mismo MME. En consecuencia, al comenzar 2004, una comisión de funcionarios de estas dependencias estuvo en Panamá adelantando conversaciones con los entes gubernamentales, con el propósito de conocer sus planes de generación eléctrica de mediano y largo plazo y sus potenciales necesidades de gas que pudieran viabilizar una exportación. Actualmente se adelantan los análisis de factibilidad correspondientes.
Exportación a Venezuela
La posibilidad de exportar gas de Colombia a Venezuela no surge como natural a primera vista si se tiene en cuenta que las reservas probadas de gas natural en Venezuela son aproximadamente 20 veces más grandes que las de Colombia. No obstante, a mediados del año 2000 se adelantaron conversaciones entre los dos países, con el propósito de formular acuerdos que permitieran cristalizar este objetivo.
Si bien es cierto que Venezuela cuenta con grandes reservas de gas, las más importantes de las que están actualmente en producción quedan ubicadas en el oriente del país y aún no se dispone de la infraestructura de transporte requerida para conectar la región occidental con la región central del país, lo cual permitiría satisfacer la totalidad de la demanda de occidente, región ésta que además está ubicada
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relativamente más cerca de las reservas de gas de la Guajira colombiana, área actualmente en producción.
La zona del lago de Maracaibo y su área de influencia tiene una demanda de gas que en la actualidad está siendo parcialmente atendida con el gas asociado al crudo que se produce en los yacimientos del área. Por esta razón, su disponibilidad está sujeta al comportamiento de la producción del mismo, por lo cual se presentan variaciones que afectan la continuidad del suministro, especialmente a los generadores térmicos e industriales en general.
Entre los años 1998 y 1999, teniendo en cuenta que la potencialidad de producción proyectada de los yacimientos de gas libre en La Guajira colombiana superaba las proyecciones de demanda interna del país, Texaco hizo algunos acercamientos tendientes a buscar posibilidades de negocio para exportar volúmenes de gas a Venezuela.
Paralelamente, en Octubre de 1999, los gobiernos de Colombia y Venezuela, a través sus Ministerios de Energía y Minas, crearon la Comisión de Integración Gasífera Colombo Venezolana, con el propósito de explorar las posibilidades de negocios de gas con países vecinos y entre Colombia y Venezuela, por lo cual, la potencialidad de llevar gas colombiano a Venezuela se enmarcaba perfectamente dentro de la iniciativa de los dos gobiernos, interesados en aprovechar la cercanía geográfica para beneficiarse mutuamente en aspectos sociales y económicos.
Posteriormente, en Julio del año 2000, directivos de Texaco, en conversaciones con PDVSA Gas, abordaron el tema debido a la preocupación que venía manejando la estatal con respecto a la situación deficitaria de gas de la zona occidental del país. Con base en esta iniciativa, Texaco empezó a madurar la idea, para lo cual invitó a Ecopetrol, su socio en los campos de La Guajira en Colombia, a participar en su ejecución, invitación que fue aceptada por Ecopetrol, por considerar necesario buscar mercados importantes que motivaran inversiones en exploración para dar utilización a las grandes reservas potenciales del país en el área Caribe.
En síntesis, las principales motivaciones de los dos países para decidirse a adelantar el estudio fueron:
• Por parte de Colombia, usar esta posibilidad como una buena oportunidad para ampliar el mercado potencial de su gas, lo cual sería una señal positiva para atraer inversiones de capital privado hacia actividades exploratorias en búsqueda de gas, dado su alto potencial en aguas profundas del Caribe colombiano. Así mismo, posibilitar en el largo plazo, la importación de gas
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venezolano, en caso de tener que manejar una situación deficitaria que impida autoabastecer el país.
• Por parte de Venezuela contribuir a una pronta solución de su actual situación deficitaria en el occidente del país y, hacia futuro, establecer una primera conexión que con sus grandes reservas le permita acceder a los mercados regionales.
Fue así como se iniciaron conversaciones entre Ecopetrol, PDVSA Gas y Texaco, para ejecutar conjuntamente un estudio de factibilidad de un proyecto de construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto que llevaría gas de La Guajira colombiana hasta la zona del Lago de Maracaibo y su área de influencia, estudio que concluyó en Julio de 2002.
Según información suministrada por el Vicepresidente Comercial de Ecopetrol en la reunión gremial de Naturgas en Abril de 2003, el estudio mostró que el proyecto es viable para el caso base de la evaluación: Exportar 150 MPCD durante un período de 7 años, que es lo que permitirían comprometer las reservas probadas colombianas actualmente disponibles. PDVSA ha manifestado especial interés en adelantar el proyecto prontamente, incrementado los valores base de la evaluación en cuanto a volumen a exportar de 150 a 200 MPCD y el plazo de 7 a 10 años, con el propósito de reducir el precio del gas y la tarifa de transporte.
Las tres posibles rutas que se analizaron en el estudio de factibilidad se muestran en el mapa de la página anterior. Se recomendó elegir la ruta 1, que tendría 85 Km en Colombia y 120 Km en Venezuela, incluyendo los ramales de llegada a las plantas de generación térmica de Ramón Laguna y Rafael Urdaneta que se observan en el diagrama. Se requeriría un gasoducto de 18 pulgadas de diámetro, sin estaciones de compresión intermedias, para transportar 150 MPCD.
Pese a los avances en esta negociación, no ha podido concretarse debido a la interrupción que sufrió el proceso por los acontecimientos políticos en Venezuela que conllevaron la salida de PDVSA de todo el personal que estuvo a cargo del estudio de factibilidad aquí mencionado y a que el nuevo equipo ha sido cambiado en varias oportunidades, teniendo que someter cada vez el tema a una nueva evaluación. Al parecer, hay disposición de los gobiernos de retomar conversaciones próximamente para llegar a definiciones sobre el tema. El presupuesto estimado del proyecto se estima en unos USD 150 millones de dólares. Se ha planteado la viabilidad de adelantar en forma simultánea exportaciones de energía eléctrica y gas natural. En el caso particular del gas natural, la práctica internacional del negocio indica que la exportación es el resultado de una aproximación comercial de las partes interesadas en el proyecto de tal manera que el
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productor comprometa una disponibilidad de gas natural a largo plazo y el comprador asuma la obligación de consumir o pagar unos volúmenes mínimos que justifiquen la construcción del gasoducto.
Si como resultado de esta aproximación comercial, se llegan a acuerdos contractuales que definan con claridad las obligaciones y derechos de las partes, y que además hagan viable la financiación del proyecto, éste podrá desarrollarse de manera independiente de cualquier otro negocio que tenga por objeto la exportación de electricidad.
Puede decirse que este fue el caso del Proyecto de exportación a Panamá el cual precisamente no se llevó a cabo debido a que las partes no llegaron a acuerdos sobre el particular.
La viabilidad comercial del sector gas en el largo plazo.
El mercado interno de gas natural en Colombia va a experimentar crecimientos moderados en los próximos años. No se proyectan grandes aumentos en los consumos de los sectores analizados por las razones explicadas en el presente capítulo, y las cuales se resumen a continuación:
• En lo que respecta al sector residencial, durante los próximos 5 años, los distribuidores de gas natural esperan ampliar el mercado residencial en 843.000 nuevos usuarios cuyo consumo incremental de gas natural sería de aproximadamente 21 MPCD.
• En lo que se refiere al sector industrial, las señales de precios de carbón y crudos pesados compiten con ventajas importantes contra el gas natural, razón por la cual, no se prevén grandes crecimientos en los consumos industriales. Tomando únicamente el caso del fuel-oil, si se sustituyera la totalidad del consumo nacional por gas natural, el consumo de este último aumentaría en 18 MPCD aproximadamente.
• En lo que respecta al GNV, los potenciales de consumo en caso de alcanzarse las metas planteadas en este documento incrementarían la demanda de gas natural en 70 MPCD aproximadamente.
• De las cifras de consumos de gas para generación eléctrica, se concluye que el sector eléctrico en el interior del país va a tener una despachabilidad muy baja en los próximos años.
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• Tan sólo los proyectos de exportación de gas natural por su volumen, podrían constituirse en factores que dinamicen el mercado colombiano de gas natural. Sin embargo, los proyectos indicados en el capítulo, se encuentran en una etapa muy preliminar que involucra primeros acercamientos con los Gobiernos a fin de establecer el marco de trabajo lo cual no permite aún adelantar estimaciones sobre su factibilidad. El factor determinante del éxito de la exportación de gas natural radica en entregar el producto en el mercado objetivo a precios competitivos con los energéticos que se utilizan en la actualidad. En el caso de Panamá, los primeros análisis desarrollados en 1999, determinaron que el gas sustituiría combustibles líquidos derivados del petróleo utilizados en la generación termoeléctrica, los cuales podrían exportarse a los mercados internacionales a precios de mercado. Por su parte, el proyecto Venezuela contempla la utilización del gas natural en proyectos de reinyección a fin de maximizar el recobro de crudo en la zona de Maracaibo. En este caso, es necesario determinar la estructura de precios de las fuentes de energía que serían sustituidas por el gas y evaluar así la viabilidad comercial del proyecto.
LAS INVERSIONES EN EL SECTOR DEL GAS NATURAL. PRIORIDADES.
Necesidades de inversión estimadas para el sector de gas
Exploración y Producción
• De los 662 USD/millones de inversión aprobada para el 2004, 114 USD/millones corresponden a exploración directa , lo que representa la mas alta cifra aprobada para este rubro de inversión durante los últimos 14 años y 344 USD/millones se destinarán a producción.
• En los próximos 4 años ECOPETROL ha previsto inversiones en el “upstream” del negocio de los hidrocarburos, por aproximadamente 1780 USD/millones. Estas cifras incluyen las obligaciones de la Empresa en los proyectos de Guajira y la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua.
• Las inversiones específicas en la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua así como en el Contrato de Asociación Guajira ascienden a un valor total para ambos proyectos de US$ 224.7 millones.
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Transporte
Por el lado de la actividad del transporte, las inversiones programadas por las principales empresas transportadoras del país, reportadas en las Resoluciones de la CREG, donde se aprobaron las tarifas de cada una de ellas, hasta el año 2008 son de USD 153.5 millones discriminados así:
• Inversiones nuevas 46.8% • Mejoras operacionales y sistemas SCADA 10.3% • Construcción de variantes y rehabilitación de tramos de los sistemas 42.9%
Distribución
Según informaciones de la CREG, la inversión consolidada en el sistema de distribución para el quinquenio 2003-2007, se estima en 440.000 millones de pesos, o aproximadamente 157 USD millones, como se indica en el Anexo 1.5.M. , para una cobertura de 843.884 nuevos usuarios.
GNV
A fin de atender la totalidad de vehículos que son potencialmente convertibles a gas natural, (unos 132000) el país requiere aproximadamente 250 estaciones de servicio adicionales a las existentes, de las cuales un 20% estarán orientadas a atender vehículos pesados y el resto a vehículos livianos. Un estimado conservador de las inversiones que se requerirán para el montaje de las estaciones de servicio y la conversión de vehículos está alrededor de los 300 MUS$ de los cuales 30% se destinarán a estaciones de servicio y el resto a vehículos.
Exportaciones
En cuanto se refiere a las inversiones estimadas en infraestructura para exportaciones, estas son del orden de 250 MUS$ en el gasoducto a Panamá y 150 MUS$ en el gasoducto a Venezuela. A esto se deben agregar las inversiones requeridas en producción y deshidratación del gas para la exportación, las cuales se han estimado en unos 85 MUS$.
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Priorización de las necesidades de inversión
El programa de inversiones y sus prioridades debe corresponder al diagnóstico sobre las necesidades del sector en cada uno de los elementos mencionados anteriomente. A continuación se presentan algunas reflexiones sobre los elementos mas importantes de dicho diagnóstico:
Exploración
En materia exploratoria el país tiene claramente definida su prioridad hacia la búsqueda de petróleo y gas natural. Respecto a la posibilidad real de que ECOPETROL cuente con los recursos previstos para inversión en exploración y producción de hidrocarburos, la información oficial indica que los acuerdos entre Gobierno y Empresa, fijan las metas de dividendos y superávit. Es de esperarse que la prioridad corporativa de ECOPETROL en los próximos años esté orientada a darle pleno impulso a las actividades de exploración y producción dentro del portafolio de inversiones, prioridad que es compartida por el Gobierno Nacional, a fin de garantizar que la Empresa disponga de los recursos requeridos para su plan exploratorio y de producción de hidrocarburos. Como no existe una desagregación específica sobre el gas natural, no se han incluido estos valores en el Patrón de Datos.
Producción
Como se indicó inicialmente sobre caracterización de la infraestructura, el país necesita fuentes adicionales de gas, particularmente en la zona central, donde ha habido limitaciones de suministro en años recientes. Por consiguiente, incorporar nuevas fuentes de gas para cubrir la demanda nacional es el tema de mayor prioridad en producción. De otra parte, el análisis de la sección anterior demostró que los verdaderos dinamizadores de la demanda nacional de gas natural son las exportaciones.En consecuencia, se propone un esquema de prioridades de inversión en producción de acuerdo con la siguiente clasificación:
Prioridad 1: Incrementar capacidad de producción de gas en el interior del país Prioridad 2: Incrementar capacidad de producción de gas natural para exportación.
Dentro del criterio de Prioridad 1, se encuentra la construcción de la nueva planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua con capacidad del orden de 180 MPCD la cual
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estaría en servicio en el segundo semestre del 2005. Las inversiones previstas en este proyecto son del orden de USD 143 millones.
En lo que respecta al criterio de Prioridad 2, el proyecto mas importante es la ampliación de la capacidad de producción del campo Guajira, dentro del contrato de asociación del mismo nombre con lo cual se podrán adelantar negocios para dar curso a las exportaciones de gas natural dentro de las cuales, el proyecto que presenta la factibilidad inmediata se refiere a las exportaciones a Venezuela. Debe anotarse que estrictamente por necesidades de mercado de la Costa Atlántica y eventuales transferencias al interior del país, si no se diera ningún proyecto de exportación de gas, el proyecto de aumento en la capacidad de producción de gas Guajira podría posponerse en el tiempo, por lo menos hasta 2008. Las inversiones previstas son del orden de USD 81.7 millones.
Transporte
Las inversiones previstas en el sistema de transporte en los próximos años pueden agruparse así:
• Inversiones nuevas en expansión de cobertura. • Mejoras operacionales y de seguridad – Sistemas SCADA • Rehabilitación y variantes.
Conforme a las prioridades establecidas en el sector de producción de gas natural, el sistema de transporte de ECOGAS en el gasoducto El Porvenir - La Belleza cuenta con una capacidad de 150 MPCD. Teniendo en cuenta que la capacidad de la planta de tratamiento en su primera etapa es de 180 MPCD, podrían requerirse algunas ampliaciones de la capacidad de transporte al final del próximo quinquenio. Adicionalmente, en el sistema de PROMIGAS la mayor parte de la inversión en nuevos proyectos está orientada a la construcción de los gasoductos regionales a fin de ampliar la cobertura del servicio.
Las demás inversiones se orientan a mejorar las condiciones operacionales y de seguridad en el transporte con la incorporación de sistemas SCADA, particularmente en el interior del país y rehabilitar y construir variantes en algunos tramos a fin de disminuir la vulnerabilidad del sistema de transporte.
En ese orden de ideas el Consultor propone la adopción de los siguientes criterios de prioridad en transporte de gas natural.
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Prioridad 1. Control de riesgos en el sistema de transporte y minimización de la vulnerabilidad.
Prioridad 2. Ampliar la capacidad de transporte a fin de permitir la expansión de la cobertura.
En resumen, los criterios de prioridades de inversión se orientan a mejorar las condiciones de seguridad de las líneas, construir variantes que permitan superar problemas crónicos de transporte, a reducir los riesgos a los habitantes de las poblaciones por las cuales atraviesan los gasoductos y en general a mejorar las condiciones de transporte. Adicionalmente, se tienen inversiones en la expansión de la capacidad a fin de ampliar el cubrimiento de los mercados.
Distribución
En este sector el criterio de prioridad de inversión se orienta a la expansión de los sistemas, a fin de asegurar el “acceso universal” del servicio a los usuarios. En consecuencia, la formulación de dicho criterio es:
• Ampliación de los mercados de gas a nivel de distribuidor / comercializador en particular sector doméstico.
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3. INFRAESTRUCTURA Y POLÍTICA SOCIAL
LOS CRITERIOS DE ACCESO UNIVERSAL
Las concesiones de distribución otorgadas con anterioridad a la expedición de la Resolución 057 de 1996 y en las cuales el Estado tuvo un papel preponderante en su conformación y definición de políticas de acceso universal, tuvieron permanentemente la preocupación de buscar la mayor cobertura posible en los estratos bajos de la población.
En el caso de Gas Natural Bogotá, el cubrimiento en los estratos bajos es del 85.6% del total de usuarios residenciales conectados, mientras que en Gases del Caribe dicho porcentaje es del 84.4% y en Gasoriente de Bucaramanga es del 71%. En el caso de Bogotá, el mercado mas grande del país, se tomó la decisión a comienzos de los 90’s, de iniciar la prestación de los servicios en la zona sur de la capital, , Ciudad Bolívar principalmente, y darle prioridad a las redes de gas natural que permitieran el acceso de usuarios residenciales que utilizaban cocinol, o gasolina, como combustibles de cocina.
Con la estructuración de las áreas de servicio exclusivo, el Estado a través de la CREG, definió los criterios básicos de expansión del servicio en dichas áreas según se indica el Artículo 131 de la Resolución 057 de 1996:
• La expansión de los sistemas de distribución en el área de servicio exclusivo será responsabilidad de las empresas contratistas en condiciones de mínimo costo incluyendo los programas de masificación y extensión del servicio que comprenderá las categorías 1,2 y 3 de la estratificación socioeconómica vigente.
• El distribuidor presentará al Ministerio de Minas y Energía planes quinquenales con la inversión prevista.
• La empresa de servicios públicos dará cuenta de dichos planes a la CREG y a la UPME.
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• Deberán pactarse coberturas mínimas para los estratos 1,2, y 3 de conformidad con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994.
A Diciembre de 2003, en las áreas del servicio exclusivo, el 92% del cubrimiento residencial se encontraba en los estratos 1, 2 y 3. Dicho porcentaje en las áreas no exclusivas a la misma fecha era de 84.%
La planeación de la red troncal de gasoductos al interior del país, se orientó de tal manera que permitiera el acceso al servicio de la mayor cantidad posible de poblaciones, dentro de criterios estrictamente económicos. El primer aspecto fue definir el criterio de escogencia de los municipios y poblaciones que serían atendidos mediante “ramales”, o gasoductos secundarios, que partirían del gasoducto troncal. Para ello se usó la siguiente metodología:
• Se definió como área de influencia del gasoducto el corredor localizado a 5 KM a cada lado de la troncal.
• Se aprobó la construcción de los ramales o gasoductos secundarios para los cuales el costo por vivienda conectada resultare ser igual o menor a US$ 200 lo cual era el “benchmark” del momento según la experiencia del programa de gasoductos regionales en la Costa Atlántica.
Es decir, aquellas concentraciones de población que cumplieran un criterio mínimo de costo por usuario servido, podían conectarse al sistema y ser incluidos en el plan de masificación de gas.
Otras definiciones importantes fueron las siguientes:
• Se localizaron los “city-gate” en el punto terminal del ramal y no a la salida del gasoducto troncal. Esto permitió que la base de activos para la definición de la tarifa de transporte, incluyera la inversión en los gasoductos ramales lo cual contiene un elemento redistributivo del ingreso por cuanto los grandes consumos que fluyen por el gasoducto troncal hacia los grandes mercados, contribuyen con su demanda al pago de los costos de los ramales. De esta manera se reducen los costos a los usuarios de las poblaciones y se facilita su acceso al servicio.
• En lugar de abrir dos licitaciones, una para la troncal y la segunda para los ramales, se decidió abrir un proceso licitatorio incluyendo troncal y ramales a fin de tener un solo proyecto en curso y un único sistema de control de proyectos. Pese a que en algunos casos la longitud acumulada de los ramales
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era superior a la longitud del gasoducto troncal, esta decisión, sin duda, facilitó el proceso constructivo y en un tiempo corto fue posible iniciar las conexiones de los usuarios a los sistemas de transporte.
Hoy en día, el sistema de transporte y sus ramales, permiten llevar el servicio de gas natural a un total de 327 municipios de Colombia. La lista de los municipios cubiertos por la modalidad de Areas de Servicio Exclusivo llegan a un total de 126 es decir, 38.5% del total de municipios con servicio de gas natural.
SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES DEL RÉGIMEN TARIFARIO DEL GAS NATURAL
Criterios constitucionales y legales generales
La Constitución Política de 1991, Artículo 365, estableció que el régimen tarifario de los servicios públicos domiciliarios debe tener en cuenta los criterios de costos y de solidaridad y redistribución del ingreso, en la forma que defina la Ley.
En lo referente al criterio de costos, la Ley 142, Artículo 87, y la Ley 143, Artículo 44, ambas de 1994, establecieron que el régimen tarifario debe regirse por los principios de eficiencia económica y de suficiencia financiera.
En virtud del principio de suficiencia financiera, las fórmulas tarifarias deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable; y permitirán utilizar las tecnologías y sistemas administrativos que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad a sus usuarios. (Ley 142, artículo 87; Ley 143, artículo 44).
De acuerdo con los anteriores principios, las fórmulas tarifarias que apruebe la CREG deben garantizar a las empresas la recuperación de los costos económicos eficientes en que incurren por la prestación del servicio. Con base en tales fórmulas, las empresas deben calcular el Costo de Prestación del Servicio que aplicarán a todos los usuarios que atienden en un determinado mercado. Las diferencias en las tarifas que aplican las empresas a los usuarios, fundamentalmente están dadas por los subsidios que se pueden otorgar a los usuarios residenciales de menores ingresos (estratos 1, 2 y 3) y por las contribuciones que deben pagar los usuarios residenciales de mayores ingresos (estratos 5 y 6) y los usuarios industriales y comerciales.
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Los criterios de solidaridad y redistribución, se concretan, constitucional y legalmente, en la posibilidad de otorgar subsidios a los usuarios de menores ingresos, los cuales pueden ser cubiertos con recursos provenientes del presupuesto de la Nación y de las entidades territoriales o de las contribuciones establecidas por la Ley.
Específicamente, la Constitución Política, Artículo 368, dispuso que la Nación, los departamentos, los distritos, los municipios y las entidades descentralizadas podrán conceder subsidios, en sus respectivos presupuestos, para que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los servicios públicos domiciliarios que cubran sus necesidades básicas.
De esta norma de la Constitución Política se deduce:
• Se permite que con recursos públicos se otorguen subsidios. • Los subsidios se podrán conceder mediante la incorporación de recursos en los
presupuestos de la Nación y de Entidades autorizadas para ello. • Los subsidios sólo se otorgarán a personas de menores ingresos. • Los subsidios cubrirán sólo necesidades básicas de los usuarios.
Por otra parte, el Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional (Decreto-Ley 111 de 1996), en lo referente a las apropiaciones para subsidios, otorgamiento y beneficiarios de los mismos, en los servicios públicos domiciliarios, dispuso:
"Artículo 105.- En desarrollo del artículo 368 de la Constitución Política, los Gobiernos Nacional, Departamental y Municipal, podrán incluir apropiaciones en sus presupuestos para conceder subsidios, a las personas de menores ingresos, con el fin de pagar las cuentas de servicios públicos domiciliarios que cubran sus necesidades básicas."
Los subsidios en los servicios públicos domiciliarios se otorgarán a las personas de menores ingresos, conforme a lo previsto en la Ley 142 de 1994 (L. 179/94, art. 53; L.225/95, art. 26)."
Conforme a lo dispuesto en la Constitución Política, artículo 151, la Ley Orgánica del Presupuesto es norma jerárquica superior sobre cualquier ley ordinaria. En este sentido, el artículo 2o. de dicha Ley Orgánica, dispone:
"Esta Ley Orgánica del presupuesto, su reglamento, las disposiciones legales que ésta expresamente autorice, además de lo señalado en la Constitución, serán las únicas que podrán regular la programación elaboración, presentación, aprobación, modificación y ejecución del presupuesto, así como la capacidad de contratación y la definición del
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gasto público social. En consecuencia, todos los aspectos atinentes a estas áreas en otras legislaciones quedan derogados y los que se dicten no tendrán ningún efecto. (L. 179/94, art. 64)".
Según la Ley 142 de 1994, Artículos 89 y 99, la aplicación de los principios de solidaridad y redistribución en materia de servicios públicos domiciliarios, implica que los usuarios de los estratos altos (5 y 6) y los usuarios industriales y comerciales, deben ayudar a los usuarios de los estratos bajos (1, 2 y 3) a pagar el valor de los servicios que cubran sus necesidades básicas es decir, el consumo de subsistencia (Art. 87.3).
Las reglas contenidas en las Leyes antes mencionadas disponen en materia de subsidios lo siguiente:
• Que solamente tienen derecho a recibir subsidio los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, sobre la base del consumo de subsistencia.
• Que sobre este nivel de consumo , solamente se pueden otorgar subsidios en un monto hasta del 50% del costo de prestación del servicio para el estrato 1, 40% para el estrato 2 y 15% para el estrato 3.
• Que la otra parte del consumo, por la cual no hay derecho a recibir subsidio, deben pagarla los usuarios al 100% del costo de prestación del servicio, de acuerdo con lo dispuesto por los artículos 367, 368 y 95.9 de la Constitución Política, y en desarrollo de ellos, los artículos 87, 89, 99.6 y 99.9 de la Ley 142 de 1994.
De igual manera, en cumplimiento de las Leyes, los subsidios que se estaban concediendo a usuarios residenciales que no pertenecían a los estratos 1, 2 y 3 ó de estos estratos que recibían subsidios en porcentajes superiores a los establecidos por la Ley 142 de 1994, ó que correspondían a consumos superiores al consumo de subsistencia, debían ajustarse antes de dos (2) años contados a partir de la expedición de la Ley 142 de 1994, o sea, antes del 11 de julio de 1996, tal como inicialmente lo ordenó el Artículo 179, derogado por la Ley 286 de 1996. Esta última Ley amplió el plazo para el desmonte gradual de los subsidios extralegales hasta el 31 de diciembre del año 2000. Luego, la Ley 508 de 1999 (Ley del Plan de Desarrollo) extendió nuevamente este plazo hasta el año 2002.
Las Leyes 286 de 1996 y 508 de 1999 ordenaron a las Comisiones de Regulación definir los programas según los cuales debía hacerse el ajuste gradual en materia de tarifas, subsidios y contribuciones.
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Régimen regulatorio
Mediante las Resoluciones CREG-124 de 1996 y CREG-015 de 1997, la CREG estableció el plan de desmonte de subsidios y contribuciones extralegales para el sector de gas combustible por red.
Subsidios
De acuerdo con las resoluciones CREG 057 y 124 de 1994 los subsidios para los usuarios de menores ingresos son:
ESTRATO SUBSIDIOEstrato 1 50%Estrato 2 40%Estratos 3 y 4 0%
El Artículo primero de la Ley 286 de 1996 estableció un período de transición para que las empresas de servicios públicos alcanzaran los límites establecidos en la Ley 142 de 1994 en materia de factores de contribución, tarifas y subsidios.
Las empresas que al entrar en vigencia la resolución 124 de 1996 se encontraban por debajo de los límites señalados anteriormente, los debían alcanzar en dos años, es decir en 1998, y las que los sobrepasaban tendrían un periodo de transición hasta el 31 de diciembre del año 2000 para las tarifas de usuarios de estratos 1 y 2, y para usuarios de estrato 3 hasta el 31 de diciembre del año 1998.
La reglamentación establece que en ningún caso se otorgaría subsidio a los consumos superiores al consumo básico o de subsistencia (20 m3).
El programa de desmonte de los excedentes sobre los subsidios de ley fue el siguiente:
La metodología para desmontar los subsidios extralegales en materia de gas natural, está contenida en la Resolución CREG-124 de 1996.
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Contribuciones
De acuerdo con lo establecido en las Resoluciones CREG – 124 de 1996 y 015 de 1997, el factor de contribución para usuarios residenciales de estratos 5 y 6 es igual al 20% (El punto inicial fue establecido partiendo de los porcentajes que eran aplicados a la fecha de entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994; la Comisión encontró que el promedio nacional de contribución para el estrato 5 era del 60% y para el estrato 6 era del 68%.), y para industriales y comerciales corresponde a 8.9%.
Se estableció un período de transición hasta el 31 de diciembre del año 2000 para que las empresas que se encontraban operando al entrar en vigencia la Ley 142 de 1994, alcanzaran el límite legal de la contribución. Por ello, las empresas debieron ajustar los factores de contribución de los usuarios de los estratos 5 y 6 el 1o. de enero de los años 1997, 1998, 1999 y al 31 de diciembre del año 2001, así:
La Comisión estableció por medio de la Resolución CREG-015 de 1997, que el excedente sobre el costo económico del gas natural por red que pagaban los usuarios industriales y comerciales, como parte de las tarifas vigentes a la entrada en vigor de la ley 142 de 1994, era del ocho punto nueve por ciento (8.9%), y que por tanto ese sería el factor de contribución que tales usuarios debían pagar.
Para la generación de electricidad a base de gas, la industria petroquímica y de Gas Natural Comprimido (GNC) vehicular, el excedente económico a la entrada en vigencia de la ley 142 de 1994, era del cero por ciento (0%). Por tanto, el factor que se aplica a estos usuarios del gas natural por red, por concepto de contribución de solidaridad, es igual a cero.
Finalmente, los usuarios de gas combustible pertenecientes a los estratos 3 y 4, no son sujetos de subsidio, a la vez que quedan exentos por Ley del pago de contribución.
En la resolución CREG 092 de 2003 se presentó a consideración de los agentes del mercado una propuesta de desarrollo de la Ley 812 de 2003, en donde se considera la posibilidad de que los subsidios a los estratos uno y dos puedan ser mayores a los establecidos en la Ley 142, de presentarse incrementos tarifarios que superen la inflación; en dicho evento, la tarifa equivalente sobre la cual se calcula el subsidio sobre el consumo de subsistencia para los consumidores de gas natural de los estratos 1
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y 2, se ajustaría para cumplir con el tope de aumento tarifario. Hasta la fecha no ha habido pronunciamiento sobre el tema, por lo cual no hay modificación a la normatividad anotada anteriormente.
Fondo de Infraestructura
El Artículo 15 de la Ley 401 de 1997, de creación de ECOGAS, estableció el cobro de una contribución para la financiación de infraestructura en los municipios localizados en el área de influencia de los gasoductos así:
“Con el objeto de promover y cofinanciar proyectos dirigidos al desarrollo de infraestructura para el uso del gas natural en los municipios y el sector rural prioritariamente dentro del área de influencia de los gasoductos troncales, y que tengan el mayor índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI), créase un fondo especial, administrado y manejado por la Junta Directiva de Ecogas, cuyos recursos provendrán de una cuota de fomento, la cual será del uno y medio por ciento (1.5%) sobre el valor de la tarifa que se cobre por el gas objeto del transporte, efectivamente realizado. Serán sujetos de la cuota establecida en el presente artículo todas las personas naturales o jurídicas que sean remitentes del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural”.
A la fecha el fondo tiene recursos disponibles por 10.5 USD millones y ha desarrollado proyectos por 0.25 USD millones, es decir que apenas se ha comprometido el 2.4% de la disponibilidad de fondos para la construcción de conexiones al sistema troncal de gasoductos así como redes domiciliarias. Se espera que las nuevas reglamentaciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía y la UPME agilicen los procesos de estudio y aprobación de proyectos. Sin embargo, las normas se concentran en definir unos indicadores que permiten priorizar las inversiones en los diferentes municipios en el entendido de que los recursos recaudados por la contribución de la Ley 401 de 1997, se utilizarán en proyectos de gas natural cualquiera que sea el costo de los mismos. Este planteamiento no es consistente con la filosofía básica del Plan de Masificación de Gas según la cual, el gas propano se utilizaría para la prestación del servicio cuando no sea económico hacerlo con gas natural.
Por consiguiente, se recomienda que el Ministerio de Minas y Energía evalúe la posibilidad de establecer una reglamentación que defina un límite de costo para las inversiones en nuevos proyectos de gas natural en poblaciones que aún no cuentan con el servicio, con el propósito de asegurar un uso eficiente de los recursos. Proyectos con costo superior, podrían ser atendidos con Gas Propano.
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LOS RESULTADOS
En resumen, la cobertura por estrato muestra las siguientes cifras:
ESTRATO COBERTURA 1 13%2 37%3 35%4 9%5 4%6 2%
Vale la pena resaltar que como producto una política de Estado desde los orígenes del Plan de Gas y que posteriormente se manejó de manera consecuente y consistente hacia delante mediante leyes y regulación, se privilegió el suministro de gas a los estratos bajos de la población gracias al diseño de subsidios cruzados con los estratos con mayor capacidad de pago, de manera tal que se han podido atender los estratos bajos con tarifas favorables, sin tener que acudir a erogaciones estatales directas, que no serían sostenibles a largo plazo.
En concepto del Gobierno Nacional, el Plan ha sido exitoso en el cubrimiento de los estratos bajos de la población como se corrobora con la expedición del Decreto 3429 de 2003, en el cual se reglamentan la Ley del Plan de Desarrollo en temas relacionados con la distribución y comercialización de gas natural, que se incluye como Anexo 1.4.L. y que en sus considerandos dice lo siguiente:
“Que la actividad de comercialización de gas natural a usuarios regulados en el país se encuentra concentrada principalmente en la atención de usuarios residenciales de los estratos socioeconómicos 1, 2, y 3;
Que a la fecha de expedición de este Decreto se tienen 3,1 millones de usuarios residenciales que cuentan con el servicio de gas natural domiciliario, de los cuales el 13%, corresponde al estrato 1; el 37%, corresponde al estrato 2; y, el 35%, corresponde al estrato 3;
Que toda vez que conforme al considerando anterior, la cobertura total a usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3 supera el 85%, no es procedente establecer un número mínimo de usuarios residenciales de dichos estratos a ser incorporado a la base de clientes de los comercializadores establecidos.”,
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EL ACCESO UNIVERSAL AL SERVICIO DE GAS
El gas natural
Los usuarios residenciales que tienen el servicio de gas natural, representan aproximadamente el 77% de los potencialmente conectables teniendo en cuenta la infraestructura del sistema de “anillos” de distribución disponible en el país. Sin embargo, con respecto al número de usuarios que conforman el registro catastral, dicho porcentaje es del 57.5%. Podría decirse que el número de usuarios incluidos en los registros de los catastros municipales es una aproximación razonable a lo que sería una definición del “acceso universal”, considerando además que una vivienda registrada en el catastro tiene las características básicas de acceso al sistema de gas natural las cuales son:
• Se encuentra estratificada • Tiene “nomenclatura” • Cuenta con posibilidad física de acceso a las redes de distribución de baja
presión.
La factibilidad del acceso dependerá de las condiciones económicas de los combustibles sustitutos en el sector domiciliario y de la velocidad con la cual los distribuidores de gas natural amplíen la cobertura de prestación del servicio en sus áreas de influencia.
A fin de estimar las inversiones para lograr el acceso universal del gas natural al universo de usuarios residenciales factibles de conexión, dado a su vez por las cifras del registro catastral, se aplicó la siguiente metodología: Se partió de un costo histórico de 277 USD/ usuario resultante de la inversión agregada y consolidada por la SSPD al año 2001 y actualizada a la fecha. Las cifras resultantes de inversión para el cubrimiento pleno del potencial de usuarios ascenderían a 686 USD Millones.
Teniendo en cuenta la proyección de nuevas inversiones en el sistema de distribución presentadas a consideración de la CREG, para el cálculo de los márgenes de distribución del próximo quinquenio, se obtuvieron datos actualizados que se resumen así:
DESARROLLOS EN DISTRIBUCIÓN DE GAS (2003-2007)
Inversión total prevista en el sistema de distribución M$ 439.696Inversión estimada en MUSD 157.0
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Nuevos usuarios en el Quinquenio 2003-2007 848.884Costo inversión por usuario – USD 185
Este nuevo costo es el 67% del obtenido originalmente con información histórica de la SSPD.
Cubrimiento con gas propano.
La política de acceso universal se complementa con los esquemas de distribución de GLP. En efecto, mientras que el gas natural por sus economías de escala en producción y transporte, está destinado a la atención de los grandes mercados, el gas propano, en virtud de su “portabilidad”, tiene la posibilidad de llegar a pequeñas poblaciones y áreas rurales a donde no es posible el transporte de gas natural por redes debido a los altos costos que esto conlleva. En síntesis, la política energética tenía claridad en el concepto de que las redes del gas natural debían cubrir el mercado que fuera económicamente factible atender con este recurso energético, mientras que el gas propano debía encargarse de cubrir las demás áreas con unos costos de abastecimiento superiores .
Según información del Dane, el número total de viviendas nacionales es de 6.923.945, de las cuales, 4.819.944 están ubicadas en las cabeceras municipales – 70% - y 2.104.001 corresponden a viviendas de tipo rural.
Cuál es el universo posible de cubrir con gas propano, es difícil saber debido a que hoy en día se tienen 3.164.815 atendidas por gas natural según los últimos informes del Ministerio de Minas y Energía consolidados a Diciembre de 2003, y se tienen 2.597.446 atendidos con GLP según Información de la asociación gremial Agremgas, para un total de 5.762.260, lo que a su vez representaría el 83.2% del total de viviendas nacionales.
Es de suponer que las viviendas no atendidas o con gas natural o GLP, las cuales ascenderían a 1.161.685, utilizan otros recursos energéticos que pudieran ser: electricidad o leña.
En el año de 1997, ECOPETROL puso en marcha el Programa Gas para el Campo, el cual tenía por objeto llevar el GLP a la mayor cantidad posible de usuarios rurales en el país. Dicho programa tenía dos objetivos básicos:
• Generar oportunidades de mercado para las disponibilidades de GLP producido en la Refinería de Barrancabermeja con respecto a la exportación y a la eventual quema del producto en Refinería.
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• Desde el punto de vista social y ambiental, se buscaba reducir el consumo de leña y contribuir a la conservación de las fuentes de agua en el país.
El programa le subsidiaba al usuario el 80% del costo del equipo necesario para el consumo de gas propano el cual constaba de: estufa de dos puestos, cilindro de GLP de 40 libras, regulador y válvulas. Adicionalmente, se entregaban cupones por 3 cargas de producto. El inventario potencial de familias campesinas que podrían ser cubiertas por el programa ascendía a 750.000 de los cuales 100.000 fueron atendidas en la Primera Fase del Programa que llegó a los Departamentos de Nariño, Santander y Tolima.
A marzo de 2004 el costo del equipo de GLP con los mismos rubros del programa original es de:
Asumiendo que la estimación hecha en su momento por ECOPETROL con respecto al potencial de viviendas rurales es correcta y que a la fecha quedaran aproximadamente 650.000 familias por atender dentro de un programa de masificación de GLP, el costo total de ese programa sería de aproximadamente USD 44.8 millones, de los cuales una parte aún por determinar, sería aportada por el usuario rural.
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4. FINANCIAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA
BALANCE FINANCIERO DEL SECTOR
A fin de obtener información relativa a los temas financieros, operativos y tarifarios de las empresas se acudió a la SSPD y a la CREG.
En la SSPD, el Consultor tuvo pleno acceso al SUI – Sistema Único de Información - el cual representa un esfuerzo importante en procura de obtener de manera organizada la información necesaria para diagnosticar los problemas del sector. Sin embargo, en la práctica el SUI aún está en proceso de estructuración y tiene información consolidada de empresas de transporte y distribución sólo para el periodo 1998-2001.
Debe tenerse en cuenta que en 1998 comenzaron a operar los nuevos concesionarios de distribución y áreas exclusivas por lo cual las cifras consolidadas de ese año permite tener por primera vez una visión integral del sector tanto en transporte como distribución a nivel del país. La información correspondiente al año 2002, fue remitida por las empresas pero no utilizando los formatos establecidos para esos propósitos razón por la cual se otorgó un nuevo plazo para su remisión hasta mediados de este año. La información correspondiente al año 2003 aún no tiene fecha de recibo en la SSPD.
Por otra parte, la CREG tiene información parcial de empresas transportadoras y distribuidoras hasta el año 2002. En lo que se refiere a información proyectada se procedió de la siguiente manera:
La Dirección de Infraestructura del DNP, por solicitud del Consultor, envió cartas a diferentes empresas solicitando información relacionada con:
• Indicadores de gestión en formatos de la SSPD • Información financiera histórica y proyectada en los formatos
contemplados en el Patrón de Datos • Inversiones previstas incluyendo los rubros de restauración y
rehabilitación del sistema de transporte
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Esta solicitud se envió a las siguientes empresas:
• Transportadores: Promigas, Ecogas y Transmetano. • Distribuidoras: Gasoriente, Gas Natural, Alcanos de Colombia, Gases del
Norte del Valle, Gases del Caribe, Gases de Occidente y Empresas Públicas de Medellín,
Respondieron la solicitud del DNP: ECOGAS, Alcanos de Colombia, Gas Natural E.S.P., y Gases del Caribe. La información se presenta en el Anexo-Información DNP. Sobre este particular caben los siguientes comentarios:
1-) Por parte de los distribuidores se ofrece información histórica reciente a partir del año 2000 y hasta el 2003 sobre indicadores financieros y de gestión y algunos datos sobre proyecciones de inversión hasta el año 2008. No se recibió información sobre proyecciones financieras de PyG y Balances.
2-) En lo que se refiere a ECOGAS, se recibió información histórica desde el año 1998 hasta el 2003 sobre los principales rubros de gasto. No se recibió información financiera consolidada ni histórica ni proyectada. Se argumentó por parte de la Empresa que apenas se inicia la renegociación de contratos de transporte según las nuevas tarifas aprobadas por la Resolución 125 de 2003 y por consiguiente no se tiene claridad sobre los ingresos proyectados.
Sin embargo, el hecho de no contar con información financiera histórica y proyectada no fue obstáculo para realizar los análisis del sector de gas natural que permitan entender el presente y las perspectivas sectoriales a mediano y largo plazo. Para lograr lo anterior, se acudió a otras fuentes de información las cuales se señalan a continuación:
1-) En lo que respecta a las inversiones futuras en exploración y producción, se obtuvo de ECOPETROL los valores agregados sobre los presupuestos de inversión hasta el año 2007.
2-) Las inversiones en transporte se obtuvieron directamente de las Resoluciones de la CREG mediante las cuales se aprobaron las respectivas tarifas.
3-) En lo que respecta a las inversiones en distribución, pese a que se solicitó a la CREG el acceso a esta información, se nos indicó que estaría disponible una vez que las resoluciones correspondientes al margen de distribución para el próximo quinquenio queden formalmente aprobadas. Sin embargo, la Comisión facilitó cifras agregadas de nuevos usuarios e inversiones previstas a mediano plazo las cuales se consideran suficientes para los efectos del análisis del Estudio.
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ESQUEMAS DE FINANCIACION
Como se ha concluido de los análisis realizados hasta ahora, el sector del gas natural en Colombia es mayoritariamente privado con procesos de decisión acordes con su estructura accionaria. De otra parte, de acuerdo con los principios del marco regulatorio de separación de los negocios, los agentes que intervienen en los diferentes segmentos no son los mismos. Es decir, quienes actúan en el transporte por ejemplo, no se ocupan del tema de la distribución, razón por la cual, los proyectos de inversión no son excluyentes como podría ocurrir bajo la aplicación de criterios de prioridad de inversión donde el inversionista es uno sólo. Esto ocurre en sectores donde el Estado es un actor de gran protagonismo y requiere definir las prioridades de inversión de acuerdo con la disponibilidad de los recursos, no es el caso del sector del gas natural.
En consecuencia, sobre los criterios de financiación, recursos para inversión y prioridades se tienen los siguientes comentarios:
• Los agentes que participan en los segmentos de transporte y distribución comercialización, han definido sus propias prioridades de inversión las cuales han sido presentadas a la CREG para su consideración e inclusión en la base de activos que serían remunerados vía tarifas. Cada segmento de la cadena del gas natural hace su propio ejercicio de prioridades al definir su plan de inversión a mediano plazo.
• La ley 142 de 1994 ha establecido como criterio básico la autofinanciación de las empresas, es decir gastos e inversiones, mediante tarifas y considerando criterios de eficiencia y suficiencia. En consecuencia los ingresos por tarifas deben permitir la generación de los recursos necesarios para la ejecución del plan de inversiones.
• Así las cosas, la principal fuente de financiación del plan son las tarifas que pagan los usuarios del servicio. Sin embargo, la ejecución del plan financiero requiere la combinación de diversas fuentes de recursos para que sea una realidad entre los cuales se cuentan: aportes de los socios, financiaciones de corto, mediano y largo plazo, emisiones de acciones etc. En consecuencia, no se descarta que para la ejecución del plan financiero se requieran apoyos financieros de entidades externas.
• En lo que se refiere al Plan de Inversiones de ECOPETROL concentrado básicamente en las actividades de exploración y producción de hidrocarburos,
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incluyendo las participaciones en proyectos claves como la ampliación de la producción de Guajira y la Planta de tratamiento de Cusiana - Cupiagua, una vez hechos los acuerdos sobre dividendos y transferencias al Tesoro Nacional, se nos ha indicado por parte del DNP, que la Empresa es autónoma para definir la asignación de los recursos disponibles provenientes de su propia operación comercial, entre sus proyectos de inversión. Igual cosa puede decirse del caso ECOGAS.
EL GASTO PUBLICO
El esquema básicamente privado de desarrollo del sector del gas natural, ha limitado la participación del Estado en cabeza de dos de sus empresas: ECOPETROL y ECOGAS.
Las principales conclusiones son las siguientes:
• En las actividades a cargo de ECOPETROL se han utilizado recursos generados por la operación comercial de la Empresa, una vez descontadas las transferencias al Tesoro Nacional en cumplimiento de los acuerdos con el Gobierno Nacional.
• Este esquema de decisiones ha permitido que ECOPETROL adelante las siguientes inversiones:
��Exploración directa y producción de hidrocarburos en sus propios campos.
��Inversiones en aquellos contratos de asociación declarados comerciales.
• En lo que respecta las a las inversiones en la infraestructura de transporte, éstas se desarrollaron vía contratos BOMT cuyo esquema fue descrito en capítulos anteriores. También ECOPETROL efectúo algunas inversiones en sus propios sistemas de transporte a fin de adecuar líneas de oleoductos a gasoductos como son los casos de los tramos: El Porvenir – Vasconia y DINA - Gualanday. Estos activos fueron posteriormente escindidos del patrimonio de ECOPETROL y trasladados a ECOGAS. que ECOPETROL adelante las siguientes inversiones:
Debe anotarse, que buena parte de los recursos que la Empresa invirtió en los 90’s en el programa de masificación de gas, provinieron de desinversiones de ECOPETROL en empresas de transporte y distribución de gas natural como fueron los casos de PROMIGAS y GAS NATURAL E.S.P., así como la ventas de las participaciones en las sociedades TERPEL.
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Finalmente, cabe mencionar que ECOGAS tiene recursos adicionales provenientes de la cuota de fomento establecida en la Ley 401 de 1997.
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5. MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO
El país adoptó un modelo de organización regulatoria que establece una cohabitación entre quienes definen la política energética y quienes desarrollan la regulación sectorial. Salvo algunos episodios de confrontación en el pasado, podría decirse que la estructura institucional sectorial está bien definida y es estable con posibilidad de mejoras en la gestión. Es necesario estar atento a la evolución del Proyecto de Ley sobre Control Fiscal, y su impacto sobre las empresas de servicios públicos. De la manera como transcurran los debates en el Congreso, podrá determinarse si este Proyecto de Ley, en caso de ser aprobado, puede tener efectos sobre la institucionalidad en la industria de gas en Colombia.
LA INSTITUCIONALIDAD Y GESTIÓN DE LAS EMPRESAS PUBLICAS
Las empresas públicas mas importantes son: ECOPETROL y ECOGAS. Es importante anotar que ISAGEN ha incursionado en el ámbito de la comercialización de gas, ofreciendo a los usuarios el combustible integrado a suministros de electricidad.Con una participación mucho menor en el mercado de gas natural se tiene a EEPPMM, la cual concentra su acción en el mercado de distribución de gas natural en Medellín y como accionista del sistema de transporte de TRANSMETANO. El presente análisis se concentrará en las dos primeras antes mencionadas.
Ecopetrol
La nueva estructura de ECOPETROL, a raíz de la expedición del Decreto 1760 de 2003, la obliga a comportarse como una empresa petrolera integrada, la cual tendrá que competir por la asignación de nuevas áreas exploratorias con las demás empresas petroleras que operen en el país bien sea nacionales o extranjeras. El propósito del Decreto 1760 fue sincerar las cuentas entre Nación y Empresa y darle a ECOPETROL las herramientas que le permitan su transformación empresarial. Sobre el particular conviene señalar algunos elementos del direccionamiento estratégico a mediano plazo de la compañía:
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En lo que respecta a las relaciones con el Gobierno Nacional, a ECOPETROL se le fija una meta de dividendos y un superávit. A mayores dividendos menor disponibilidad de recursos para inversión. Dentro del marco de reglas de juego definido de esa manera, la Empresa tiene libertad para asignar sus recursos de la forma que juzgue mas conveniente a su esquema de prioridades.
En desarrollo del proceso de planeación de ECOPETROL, se ha definido como objetivo mínimo de producción propia de la Empresa un valor de 400.000 BPD sostenido a largo plazo. El valor que se tiene hoy en día es de 300.000 BPD incluyendo producción propia mas participaciones en los contratos de asociación. Debe anotarse que los campos principales, como Cusiana y Caño Limón, ya han entrado en etapa de declinación.
A fin de lograr el objetivo anterior, la política exploratoria se orienta a buscar socios para minimizar riesgos. De las inversiones previstas para el año 2004, aproximadamente 114 MUSD corresponde a exploración de hidrocarburos, es decir petróleo y gas natural. El desglose de las inversiones entre exploración y producción para los siguientes años se determinará con el criterio de identificación de prospectos y, como se indicó anteriormente, buscando socios que minimicen los riesgos.
Los proyectos de inversión nuevos, sufren un análisis riguroso y deben pasar exigentes criterios de selección entre los cuales se encuentra que la TIR debe ser no inferior a 15% en dólares en términos reales. La Empresa además ha venido incorporando el criterio EVA para la evaluación de la gestión por parte de sus diferentes unidades de negocios.
Sobre la gestión de la Empresa a mediano y largo plazo, subsisten preocupaciones sobre la posibilidad de que sus actuales socios, todos estatales, le brinden a ECOPETROL el direccionamiento estratégico que se requiere para competir efectivamente con empresas nacionales o extranjeras en las áreas exploratorias que asigne la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH según lo dispuesto por el Decreto Ley 1760 de 2003. Hay que recordar que los miembros de la Junta Directiva son nombrados unos por el Presidente de la República y otros por la Asamblea de Accionistas. En este sentido, el Consultor considera conveniente plantear la posibilidad de abrir la compañía a fin de que personas naturales o jurídicas participen en la democratización accionaria de una manera similar a lo que ha ocurrido en los exitosos casos de ISA y ETB. Además, la diferencia entre capital autorizado y suscrito y pagado permitiría que nuevas acciones queden en poder personas o instituciones diferentes a las del Estado. Sobre este particular, la posición del Gobierno Nacional, al menos por ahora, es mantener la compañía con una participación 100% estatal.
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Ecogas
El documento CONPES 3190 de 2002 planteó el direccionamiento de ECOGAS al establecer los siguientes objetivos de política para el sistema de transporte de gas natural en el interior del país:
• Adoptar una política integral de precios de los energéticos en particular para los combustibles líquidos.
• Asegurar la disponibilidad de gas natural en el corto y mediano plazo.
• Definir las acciones que garanticen la sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo.
En el año 2003, se produce el documento CONPES 3244, el cual en lo que se refiere a la sostenibilidad financiera de ECOGAS, plantea dos objetivos fundamentales:
• Vincular un inversionista y operador privado al negocio de transporte de gas natural de manera que se defina la estrategia comercial que maximice el valor del negocio. El documento plantea la necesidad de establecer acciones coordinadas con los demás agentes de la cadena de valor del gas natural de tal manera que se logre la dinamización de la demanda.
• Valorar el negocio de transporte de gas natural mediante la contratación de un banquero de inversión que diseñe la estrategia de vinculación de un inverionista u operador privado y sea el mercado quien defina el “hundimiento” de los activos de inversión a fin de lograr el objetivo deseado de maximizar el mercado de gas en el interior del país.
De acuerdo con lo anterior se tiene que el Gobierno Nacional, antes que la sostenibilidad financiera de ECOGAS, su prioridad es la viabilidad a largo plazo del sistema de transporte de gas natural en el interior del país. Sobre el tema del posible “hundimiento” de los costos de inversión de los gasoductos, también el Gobierno Nacional, en el nuevo documento CONPES 3244, reconoce que no tiene los elementos de juicio necesarios para determinar ese valor, por consiguiente, al incorporar una estrategia de banca de inversión que defina los criterios para lograr la vinculación de inversionistas u operadores estratégicos, está señalando que debe ser el mercado quien indique el valor del “hundimiento” de los activos de transporte a fin de promover la masificación de gas natural en el interior del país.
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MARCO NORMATIVO Y LEGAL
Hasta la expedición de la ley 142 de 1994 no existía una legislación específica sobre la industria del gas natural en Colombia. Hasta 1995 se hacía extensiva al gas natural la legislación petrolera vigente del sector de hidrocarburos con los consecuentes problemas que acarreaba la indefinición regulatoria e institucional del sector.
Antes de 1995, el decreto 609 de 1990 definió lo concerniente a transporte y distribución de gas natural, tomando como base el Código de Petróleos. Sus principales puntos eran:
a-) Ecopetrol decidía sobre la conveniencia de la construcción de nuevos gasoductos, con base en las disposiciones del Ministerio de Minas y Energía y la disponibilidad de gas.
b-) Ecopetrol podía contratar con terceros la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos y suministraba directamente el gas a los sectores industrial y termoeléctrico, lo mismo que a los distribuidores, quienes a su vez atendían los sectores residencial, comercial e industrial.
c-) El Ministerio de Minas y Energía otorgaba las concesiones de transporte.
La aplicación y desarrollo de los principios establecidos en la Ley 142 ha permitido el establecimiento de una regulación basada en los siguientes principios fundamentales:
• Separación de las actividades de producción, transporte, distribución y comercialización.
• Promoción y apoyo a la competitividad en los mercados.
• Control en la eficiencia de las empresas prestadoras de servicios públicos.
• Libre acceso a las redes de distribución.
• Acceso directo de los grandes consumidores a negociaciones con los productores y a los sistemas de transporte.
En resumen, puede decirse que la Ley 142 de 1994 rige y regula la industria del gas natural en Colombia, asignando funciones y estableciendo los parámetros para el desarrollo del sector. Como principio básico de regulación, con la Ley de Servicios
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Públicos Domiciliarios se busca promover la competencia entre los prestadores de servicios públicos en términos de eficiencia, cobertura y calidad.
Otro principio esencial del tratamiento regulatorio de la cadena del gas natural es la separación de actividades para alcanzar la optimización o logro de la eficiencia en el sector del gas natural puesto que, conceptualmente se asume, que las ganancias por eficiencia al separar las actividades son mayores que los ahorros que se logran con la integración.
La integración vertical de los negocios
No obstante los múltiples cambios que han tenido las disposiciones regulatorias, puede destacarse un tema en el que la CREG puso especial énfasis, y es la reglamentación de los límites permisibles para la integración vertical entre negocios, tanto para las empresas nuevas como para las existentes, con lo que buscaba propiciar la multiplicidad de agentes y limitar la concentración de la propiedad para facilitar la competencia. Los lineamientos generales se resumen a continuación:
• Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución del gas.
• El transportador de gas natural no podrá 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 podrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto. Tampoco podrán tener interés económico en empresas de generación eléctrica.
• Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución pueden ser comercializadoras.
• Los productores de gas natural no podrán tener una participación mayor al 25% en proyectos de generación eléctrica.
• Las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa fecha y además la actividad
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de comercialización, siempre y cuando, tengan establecidos sistemas contables separados para cada actividad.
La principal consideración del regulador al tratar el tema de la integración de los negocios dentro de un sector es el hecho de que la función reguladora, que está basada en el supuesto de eficiencia y mayor control de actividades anticompetitivas, se hace mas viable con la separación de actividades. En particular, a pesar de que el regulador reconoce que la integración de ciertos negocios puede ser un elemento dinamizador del mercado, la dificultad práctica de controlar los precios de transferencia (potencial violación del criterio de neutralidad) se convierte en una barrera a la reconsideración del tema.
Tanto en la literatura económica como en la práctica regulatoria, se reconoce que la integración vertical puede originar restricciones a la competencia y abusos en los siguientes casos:
• Si la integración se da entre las actividades de producción y transporte, puede llevar a la restricción del libre acceso a las redes de transporte en particular en estructuras altamente concentradas en la oferta como es el caso colombiano.
• La integración entre las actividades de producción y generación eléctrica tiene el inconveniente claro de los precios de transferencia y el tratamiento discriminatorio entre participantes del mercado. En efecto, un productor de gas natural puede establecer un precio especial a la empresa generadora de energía eléctrica mediante una modalidad de precios de transferencia de difícil seguimiento por parte de la autoridad regulatoria y de control. Sin embargo, al mismo tiempo debe reconocerse que si este problema se logra superar, la integración entre producción de gas- generación de energía eléctrica, podría dinamizar el sector eléctrico en Colombia el cual no cuenta con señales claras de expansión a mediano y largo plazo.
• La integración entre el transporte y la distribución puede convertirse en un limitante del libre acceso tanto a las redes de transporte como de distribución y elimina la competencia existente entre las dos alternativas para el caso de grandes consumidores. En efecto, consumidores no-regulados que han optado por conectarse directamente a la red del transportador tendrían muchas dificultades para hacerlo en el caso de esta modalidad de integración. Casos de este tipo se dan hoy en día en el mercado colombiano debido por una parte, a que la normatividad vigente permitió que se continuara con los casos de integración existentes previos a la entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994, donde un transportador tiene participaciones importantes en empresas de distribución y por otra, al poco control que se ejerce sobre las compras o
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adquisiciones indirectas de empresas dentro del sector del gas natural lo cual también se evidencia por la concentración que se está experimentando en la distribución de gas combustible.
En síntesis, la separación de actividades conduce a una estructura de mercado mas desarrollada con un mayor número de actores y potencializa mayor inversión privada en segmentos o eslabones de la cadena. Por su parte, la integración vertical está asociada a monopolios que pueden terminar en abuso de posición dominante o emascarando ineficiencias de algunos segmentos del sector, que por mantenerse ocultos, no pueden ser oportunamente corregidos y terminan siendo subsidiados por los mas eficientes. Aunque la separación de actividades podría conllevar mayores precios al usuario, debido a que cada actor de la cadena requiere un margen independiente para financiar su propia actividad, es un costo que es necesario pagar en aras del pluralismo.
Por otra parte, una integración vertical a ultranza requiere sofisticados procedimientos de control en temas tales como precios de transferencia entre negocios, verificación de cumplimiento de los principios de neutralidad y eficiencia entre el negocio integrado con respecto a terceros lo cual restringe las oportunidades a otros y puede dificultar los procesos de integración internacional.
La competencia en el sector del gas natural
La industria del gas natural en Colombia, es altamente concentrada y con estructura de oligopolio tanto en la oferta como en la demanda. Las principales siete compañías productoras de gas del país, vendieron el 99.6% del gas comercializado en el país en el año 2003 que ascendió a 594 MPCD, mientras que las siete principales distribuidoras nacionales concentran el 84% aproximadamente de las ventas de gas a nivel nacional con destino a usuarios finales.
Recientemente la incursión de compañías comercializadoras que agregan la demanda de varias distribuidoras, como es el caso de SURTIGAS, amenaza con reducir aún mas los precarios niveles de competencia en el mercado. Este problema podría deberse a que la Ley 142 de 1994 permitió que las empresas prestadoras de servicios públicos, constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley, continuaran prestando en forma integrada las actividades que desarrollaban en la fecha de expedición de dicha ley.
Por su parte, la falta de disposiciones claras en materia de comercialización conjunta, hace que los productores tengan pocos incentivos para comercializar independientemente su producción ante la concentración del mercado de la distribución.
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El tema de la comercialización conjunta e independiente se analizará mas adelante en este capítulo.
Se recomienda plantear la posibilidad de establecer una regulación especial que tenga dos objetivos a saber:
• Definir el marco regulatorio para la comercialización independiente de gas natural producido en contratos de asociación, para lo cual la CREG ya cuenta con estudios avanzados sobre el particular.
• Establecer el marco regulatorio de la actividad de comercialización donde se definan las condiciones bajo las cuales un comercializador podrá agregar los volúmenes requeridos por una o varias distribuidoras. En particular, se recomienda analizar en detalle si la causal de agregación de la demanda es el control accionario directo o indirecto por parte de una comercializadora o cualquier otro agente del mercado en la estructura de capital de las distribuidoras.
La exploración de gas natural: el papel de la agencia nacional de hidrocarburos – ANH
El Decreto 1760 de Junio de 2003 reorganizó el sector de los hidrocarburos en Colombia mediante la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH – y la redefinición de las funciones de la Empresa Colombiana de Petróleos – ECOPETROL. A partir de Enero de 2004, la ANH asumió las funciones de definición del marco contractual para la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia, la asignación de las áreas nacionales para estas actividades entre las compañías que las soliciten, incluyendo a la propia empresa estatal ECOPETROL y todas las actividades relacionadas con la promoción de la política petrolera tanto en Colombia como en el exterior para atraer inversionistas en la actividad del “upstream” de petróleo y gas natural.
El tema del Decreto 1760 de 2003 es una referencia obligada en este Estudio debido a que regula el primer elemento de la cadena de valor del gas natural cual es la exploración de petróleo y gas natural. En este sentido, la política gubernamental se orienta a diseñar unos esquemas contractuales que simplifiquen las obligaciones financieras a cargo del Estado no solo en la exploración sino también en la producción petrolera y gasífera. La ANH ha venido trabajando en el diseño de un modelo contractual basado en el concepto de la concesión moderna mediante la cual, el
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Estado le entrega a una compañía petrolera, un área para su exploración y desarrollo a cambio de lo cual recibe impuestos y pagos en regalías de acuerdo con las disposiciones de Ley. Sin embargo, la efectividad de estos contratos, depende de la regulación del gas natural aguas abajo es decir, de las reglas de juego en materia de precios, modalidades de comercialización, estructuras de contratos de venta entre otros, que son temas del resorte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas Natural – CREG.
Las consideraciones anteriores han llevado a pensar que sería mas conveniente que la ANH, manejara también la política de precios del gas natural habida cuenta de su importancia como señal a los inversionistas en el upstream. La opinión del Consultor no favorece este planteamiento por las siguientes consideraciones:
• La ANH apenas está en proceso de conformación y con una enorme responsabilidad por delante cual es la estructuración de los nuevos contratos en el “upstream” de petróleo y gas natural, de tal manera que el país no pierda la autosuficiencia petrolera. Por consiguiente el “foco” de su tarea estará en la definición y promoción de la política petrolera nacional para la exploración de petróleo y gas natural.
• La definición de precios en boca de pozo no puede perder de vista las implicaciones de esa decisión en el resto de la cadena del gas natural que hoy en día es responsabilidad de la CREG.
• La actividad de regulación de precios, conlleva la definición de metas, capacitación y adquisición de conocimiento en temas que no son del resorte de la función específica encomendada a la ANH.
• La delegación de la función de fijación de precios o tarifas, debe hacerse en forma expresa por parte de quien por Ley tenga la facultad constitucional de hacerlo.
Por las consideraciones anteriores, es el criterio del Consultor que la función de determinación de precios en boca de pozo dentro del marco institucional y regulatorio del sector del gas natural debe permanecer en manos de la CREG.
Los precios del gas natural
La política regulatoria en materia de precios del gas natural se ha orientado hacia la regulación por precios máximos en campos principales y la liberación de precios tanto
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en nuevos hallazgos como en campos secundarios y marginales de poco impacto en la producción agregada nacional. El tratamiento en cada caso es el siguiente:
• Para el campo Guajira, se tiene un precio máximo regulado definido por la Resolución 039 de 1975, que a la fecha tiene un valor de 1.53 USD/KPC. Existe la promesa de liberación del precio a partir del año 2005, siempre que se den las condiciones de mercados de competencia. En este sentido, la CREG deberá adelantar los correspondientes análisis del tema en los próximos meses. Sin embargo, por las características de concentración de oferta en el mercado colombiano, existe una alta incertidumbre de que se puedan alcanzar dichas condiciones en el corto plazo. Esto querría decir que el precio Guajira probablemente continuaría regulado hacia adelante.
• Para el campo Cusiana-Cupiagua, se tiene una regulación especial contenida en las resoluciones 018 y 050 de 2002, las cuales definen para este gas un esquema de precios libres siempre que la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, sea superior a 180 MPCD. Sin embargo, debe anotarse que la CREG, tiene el mandato de revisar las disposiciones de liberación de precios si en su concepto éstos no se ajustan a las condiciones del mercado y si además no se dan las condiciones para que exista competencia entre proveedores.
• En lo que respecta a los nuevos descubrimientos de gas natural, éstos tienen precios libres sin ningún condicionante en términos de capacidad de producción o fecha ( Res. CREG 023 del 2000). Sin embargo, la CREG podría revisar esta situación si, al igual que en el caso anterior, no se alcanzan condiciones mínimas de competencia en el mercado del gas natural.
En la práctica, se tienen dos políticas de precios para los dos principales campos de producción de gas natural en el país. Además, la liberación de los precios del gas de Cusiana-Cupiagua y al mismo tiempo la regulación del precio máximo del gas Guajira, es la consecuencia natural de la segmentación del sistema nacional de gas en dos mercados: La Costa Atlántica y el Interior del país.
El regulador ha establecido como uno de sus principales objetivos la protección del usuario, manteniendo la viabilidad de las empresas. Por ello, las normas existentes deben leerse teniendo en cuenta que las decisiones concernientes a la distribución de rentas buscarán favorecer al usuario o consumidor frente al productor/comercializador.
Bajo la anterior premisa, mientras el regulador considere que no existen condiciones que aseguren la competencia, no liberará el precio del gas. Por tanto, su esfuerzo se centra en diseñar una señal económica eficiente que incorpore condiciones de escasez
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presente y futura. Es bien conocido que los mercados de gas en el mundo deben su crecimiento (en volumen y en número de participantes) a la existencia de posibilidades de arbitraje ya sea geográfico o con relación a otros combustibles sustitutos. Ese no es el caso en Colombia, por lo que el regulador ha preferido eficiencia a crecimiento.
Ahora, el regulador es conciente de la diferencia entre los mercados de la Costa y del Interior en términos de los grados de cobertura y penetración actual. El problema con el Interior, es que se está regulando un campo con un costo de oportunidad representado por las pérdidas de crudo. Por su parte, el mercado de la Costa Atlántica es un mercado considerado como maduro donde la penetración del gas ha llegado a altos niveles no sólo en cuanto a número de usuarios sino también por volúmenes.
Así las cosas, se opta por una división en tratamiento de los campos actuales de producción, lo que en la práctica es equivalente a tener dos mercados diferenciados. La metodología para la fijación de precios en la Guajira se hace a partir de la observación de que la Costa es un mercado cautivo de ese campo y que la metodología actual ha rendido los frutos esperados, por lo cual se mantiene.
Por su parte, para Cusiana y Cupiagua la CREG reguló con el propósito de incentivar el aporte de volúmenes importantes a la oferta de gas del interior del país que afrontaba un déficit que venía teniendo gran impacto sobre el desarrollo del mercado. Por esa razón, optó por establecer un moderado precio máximo regulado para volúmenes pequeños y medianos de producción, y permitir precios sin sujeción a topes máximos, cuando la capacidad de producción de gas en especificaciones de calidad para transporte por gasoducto, sobrepasara los 180 MPCD. Este criterio se apalancó en el hecho real de que el precio máximo de este gas quedaría determinado por los sustitutos, entre los cuales estaría también el gas Guajira, con precio regulado.
Adicionalmente, el regulador acoge el régimen de libertad de precios para el caso de los campos marginales de producción, por el potencial que pudiesen tener, aunque no los considera un factor relevante de la oferta.
Aunque se mantiene la señal de liberación total de precios en el 2005, esto debe manejarse con reservas, pues se establece que el regulador hará uso de las facultades estipuladas en los Artículos 88.2 y 88.3 de la Ley 142 de 1994 para determinar periódicamente si se presentan las condiciones para que exista competencia entre proveedores, y por ende, si se puede mantener el régimen de libertad de precios.
El Consultor no encuentra inconsistente con la política de gas, que los dos principales campos en el país, Guajira y Cusiana-Cupiagua, tengan esquemas de precios diferentes. Aunque el caso puede no ser común desde el punto de vista de la técnica y la teoría regulatoria, en la práctica comercial en mercados en evolución o en aquellos
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ya maduros, es normal que en regímenes de libertad de precios, los campos tengan precios en boca de pozo diferentes. En el caso de la Guajira, su desarrollo ha estado enmarcado por el control de precios lo cual pudiera decirse que ha funcionado hasta la fecha. Hay promesa de liberación de precios sujeto a condiciones de mercado. Por otra parte, Cusiana es un campo del cual se requiere poner al servicio su capacidad económica de producir gas y eso sólo ocurrirá si el energético se valoriza con reglas de mercado. Los ensayos regulatorios para poner precios regulados al gas de Cusiana-Cupiagua, de frecuente ocurrencia en el periodo 1998-2002, no tuvieron buenos resultados.
Si se aceptara que los campos de gas deben tener precios iguales, el gas mas barato para el mercado, es decir cuya combinación de precio + transporte resulte menor, sería el que se utilice primero lo cual indicaría que las tarifas de transporte se convertirían en el elemento decisor a la hora de definir la mejor utilización de los recursos de gas del país.
Por otra parte, se considera que los dos campos tienen estructuras de producción diferentes lo cual se traduce en gas de características también distintas entre un campo y otro. También debe señalarse que las visiones de desarrollo en ambos casos obedecen a concepciones comerciales diferentes: el campo Guajira está orientado a la atención de la demanda de la Costa Atlántica y los mercados de exportación, mientras que el gas de Cusiana y Cupiagua se ha enfocado a la demanda del interior del país. A partir de las resoluciones 018 y 050 de 2002, se optó por una regulación con precio libre que le permitiera al gas de Cusiana fijar los precios en función del mercado y teniendo en cuenta la competencia con el gas Guajira, que como se indicó anteriormente, continúa con precio regulado.
La competencia y la comercialización conjunta
La comercialización conjunta de la producción de gas natural producida bajo contratos de asociación, tiene que ver de manera directa con el tema de competencia en la comercialización de gas natural a nivel de los productores.
El artículo 6 de la Resolución CREG – 071 de 1998 estableció que a partir del 12 de septiembre del año 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.
El tema tiene implicaciones importantes que hay que evaluar detalladamente a fin de no enviar a los inversionistas mensajes inadecuados. La Comercialización Conjunta del
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gas producido bajo contratos de asociación, fue utilizada en el pasado como un mecanismo comercial mediante el cual ECOPETROL, como socio principal del contrato, se encargaba de comprar la participación del asociado en unas condiciones comerciales determinadas, y procedía a su comercialización a riesgo pleno de la estatal petrolera. De esta manera, en las épocas de un mercado incipiente, este mecanismo le permitió al asociado evitar los riesgos de comercializar gas natural en condiciones de incertidumbre con precios al usuario final administrados con criterio político y de subsidios, diferente de lo que ocurre hoy en día cuando se tienen normas regulatorias precisas en los sectores de transporte, distribución y comercialización.
La regulación colombiana define la comercialización conjunta así:
“Cuando los socios de un campo productor o de un contrato de asociación comercializan el gas natural producido conjuntamente, de manera que exista un solo vendedor de gas natural del campo o del contrato.”
Sin embargo, lo que hoy se define como “comercialización conjunta” corresponde más exactamente a la “comercialización de la producción conjunta” la cual se refiere a operaciones de compra – venta de gas entre socios productores, las cuales consideramos que no están sujetas a la intervención de la autoridad regulatoria.
El concepto moderno y mas preciso de la “comercialización conjunta” se refiere a la posibilidad de que los asociados de un contrato de asociación, puedan vender el gas de manera “conjunta” lo cual conlleva la aproximación al mercado y la venta del gas natural en condiciones comerciales iguales o similares.
Si bien se reconoce la conveniencia de que cada productor adelante su propia tarea de comercialización acorde con sus experiencias y políticas comerciales a fin de estimular condiciones de competencia en la oferta, no es menos cierto que en un mercado concentrado en la demanda como es el colombiano, obligar a la comercialización separada o independiente, genera percepciones de riesgo comercial en los productores. Al respecto vale la pena anotar que en el año 2003, la CREG inició un juicioso y serio análisis del tema del cual se espera tener decisiones concretas en el presente año.
La experiencia internacional considera que bajo la concepción moderna de la “comercialización conjunta”, los acuerdos de precios pueden llegar a constituir una práctica restrictiva de la competencia. Sin embargo, en la mayoría de los casos se le da potestad a la autoridad competente para consentir dichas prácticas si el beneficio público de la comercialización conjunta es mayor que los costos derivados de una menor competencia. Esta posición en concepto del consultor es adecuada para un
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mercado como el colombiano con tasas de concentración elevadas tanto en la oferta como en la demanda de gas natural.
El análisis jurídico realizado sobre el Marco de Competencia en Colombia concluye que la Comercialización Conjunta podría llegar a ser una práctica restrictiva de la competencia sólo en los casos en los cuales el precio del gas sea de libre negociación entre las partes, es decir productor-comercializador y clientes. No se considera práctica restrictiva si se trata de la comercialización conjunta en campos con precios regulados. Aún en el primer caso, de precios libres, también la legislación colombiana le permite a la autoridad competente, en este caso la Superintendencia de Industria y Comercio, pronunciarse sobre los casos de Comercialización Conjunta y autorizar dichos acuerdos siempre que el beneficio público se concrete en acciones encaminadas a defender un sector básico de la economía nacional como es el caso de la producción y distribución de combustibles.
Definición de terminos contractuales
La Resolución CREG 023 de 2000, establece definiciones de los términos Pague lo Contratado, “Take or Pay” y Pague lo Demandado, “Take and Pay”, así:
Pague lo Contratado: Tipo de contrato de compraventa o de suministro de gas natural en el cual el comprador o quien percibe el suministro se compromete a pagar un porcentaje, o un volumen, del gas contratado, independientemente de que éste sea consumido o no. Las obligaciones de tomar o pagar el gas por parte del comprador o del beneficiario del suministro en este tipo de contrato, se liquidarán sobre una base mensual de volúmenes promedios diarios. La disposición sobre el volumen o el porcentaje de gas que se haya comprometido es un derecho del comprador, y el vendedor debe garantizar la entrega de gas hasta por el 100% del volumen contratado.
El precio del gas por todo concepto que se establezca para este tipo de contrato, deberá ser inferior al de un Contrato Pague lo Demandado y relacionado de manera inversa al porcentaje (%), o volumen, de gas que se comprometa.
Pague lo Demandado: Tipo de contrato de compraventa o de suministro de gas natural en el cual el comprador o quien percibe el suministro solamente paga, por todo concepto, hasta el Precio Máximo Regulado por el gas consumido. El vendedor o el proveedor se comprometen a garantizar la entrega de gas hasta por la Demanda Identificada contractualmente. En tanto existan reservas y el suministro sea técnicamente factible, el Contrato Pague lo Demandado garantiza firmeza en el abastecimiento de gas natural, hasta por la Demanda Identificada de gas prevista en el contrato.
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Estas definiciones que serían aplicables a nuevos contratos comerciales, generan incertidumbres entre los productores de gas natural por el manejo “aguas abajo” de la comercialización del gas producido. Algunas de las preocupaciones en este sentido son:
El contrato pague lo demandado, cuyo precio sería el precio máximo regulado que pueda cobrarse, debe garantizar firmeza en el suministro “en tanto existan reservas y el suministro sea técnicamente factible”. Sin embargo no se plantea ningún tipo de reciprocidad con el vendedor en contraprestación a la firmeza que se garantiza, la cual en caso de no cumplirse, está sujeta al pago de multas según los términos de los contratos. Así las cosas, todo el riesgo se coloca en cabeza del vendedor, mientras que el del comprador es nulo, lo cual hace de ésta una relación comercial desequilibrada, que no incentiva inversiones en producción.
Por otra parte, para el caso de un contrato de suministro “Take or Pay”, cuando el consumo real de gas sea menor que el correspondiente al porcentaje de consumo mínimo pactado, el precio resultante podría ser superior al máximo regulado y eso obligaría a una corrección del precio unitario cada vez que se liquide un período de Take or Pay (generalmente un año), lo cual deja sin piso alguno la razón de ser del Take or Pay que es la garantía de ingresos mínimos al productor para garantizar el retorno de las inversiones necesarias para garantizar la firmeza del suministro comprometido. Esta definición de contrato Take or Pay, lo convierte prácticamente en un Take and Pay a precio máximo regulado sin obligación ni riesgo alguno a cargo del comprador.
En las opciones comerciales diseñadas como base de negociación para los contratos entre usuarios grandes consumidores y productores/comercializadores (Resolución CREG 023 de 2000), la percepción es que la regulación busca favorecer a los primeros sobre los segundos. En las opciones presentadas, los riesgos son asumidos enteramente por los productores/comercializadores, bajo la premisa de que para éstos no existe ningún riesgo exploratorio o de desarrollo, ya que las reservas se encuentran en explotación. En el fondo de las definiciones pague lo demandado y pague lo contratado, subyace el concepto de que los precios regulados, en particular los correspondientes a la Resolución 039 de 1975, compensan por toda suerte de riesgos incluyendo el del no consumo, lo cual justifica la garantía de firmeza en el suministro para el contrato pague lo demandado, sin exigir contraprestación de consumo mínimo lo cual tiene efectos en las finanzas de los productores/comercializadores a largo plazo. El análisis contractual detallado indica que hay riesgos que estos últimos están asumiendo y que no están siendo reflejados en los términos de contratación.
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En síntesis, podría decirse que los conceptos regulatorios y las definiciones de la Resolución 023 de 2000 no establecen un adecuado balance de riesgos entre productor-comercializador y compradores y que estas decisiones regulatorias, tal como hoy existen, desestimulan considerablemente el desarrollo de un mercado de contratos de gas natural en Colombia y las inversiones potenciales en producción de gas.
Este tema podría dificultar la suscripción de contratos para el suministro de gas a los nuevos proyectos térmicos que se desarrollen en el país en los próximos años. Sería muy poco probable pensar que un productor de gas esté dispuesto a firmar por ejemplo, un contrato de suministro a largo plazo sobre la base “pague lo demandado” sin garantía de consumo mínimo y con obligación por parte del productor de garantizar firmeza durante la vigencia del contrato. En ese sentido, en concepto del consultor, es recomendable que la CREG revise las definiciones contractuales de la Resolución 023 de 2000 a fin de que éstas se ajusten a la práctica comercial de los negocios, en todos los países del mundo. No es conveniente que la regulación colombiana adopte interpretaciones particulares de términos comerciales de uso universal en el mercado del gas natural. Esta es una práctica contraria a la globalización de los mercados que conllevaría muchas dificultades en el caso de la internacionalización del negocio del gas en nuestro país, dado que un mismo término ya definido internacionalmente, en Colombia tendría otra interpretación.
Exportaciones de gas natural
Como se ha identificado en el desarrollo del Estudio, uno de los sectores de cuya evolución depende la viabilidad del sector del gas natural en Colombia es el de las exportaciones. El Gobierno Nacional decidió reglamentar la Ley 812 de 2003 – Ley del Plan de Desarrollo- mediante el Decreto 3428 de 2003 cuyos aspectos principales son:
Se establece que para efectos de la exportación y, con el objeto de garantizar el abastecimiento nacional del gas natural, los productores sólo podrán disponer libremente de las Reservas Probadas cuando el Factor R/P de Referencia sea mayor a siete (7) años.
Se agrega que cuando el Factor R/P sea inferior o igual a siete (7) años, no se podrán suscribir o perfeccionar compromisos de volúmenes de gas natural relacionados con nuevos contratos de exportación o incrementar los volúmenes de gas natural inicialmente acordados en los contratos de exportación ya existentes. Lo anterior quiere decir que se respetan los compromisos de exportación adquiridos previamente, a los cuales se les dará el tratamiento de demanda nacional.
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Adicionalmente se establece que los Remitentes del Sistema Nacional de Transporte tienen la obligación de dar prioridad a la atención de la demanda nacional.
En el Artículo 7º se anota que el precio del gas natural destinado a la exportación, incluyendo el precio del transporte, será pactado libremente entre las partes; no obstante, si para realizar los respectivos suministros se utilizan tramos que hagan parte del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, se remunerará al Transportador de acuerdo con los cargos aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.
En el Artículo 10º, sobre libre acceso a las Interconexiones Internacionales de Gas Natural, se establece que los transportadores de estas interconexiones están en la obligación de dar acceso a otros agentes que requieran de dicha infraestructura para la exportación o importación de gas natural, siempre y cuando ello sea técnica y económicamente viable.
Se permite además que los productores que comercialicen gas natural puedan construir, administrar, operar y mantener la infraestructura que se requiera para transportar el gas natural destinado a la exportación o importación; así mismo, podrán disponer de la capacidad de transporte de las Interconexiones Internacionales de Gas Natural.
Finalmente, se establece que las condiciones técnicas y económicas para el acceso a la Interconexión Internacional de Gas Natural serán acordadas libremente.
El tema es de gran importancia debido a que define con claridad las reglas de juego en una actividad que se considera clave para el desarrollo del mercado de gas natural en el país. Sin embargo, en la reglamentación de la Ley, en lo que respecta al tema de las exportaciones de gas natural, se ha presentado una controversia entre el Ministerio de Minas y Energía y la CREG debido a que la Comisión considera que el Ministerio reglamentó sobre materias que son competencia del regulador.
Al respecto, el Ministro ha indicado que en la reglamentación de la Ley del Plan de Desarrollo se ejerció la facultad de definir la política sobre el tema de las exportaciones donde era necesario hacer planteamientos precisos. A juicio del consultor, el Ministro de Minas y Energía ejerció una de las funciones que le fueron asignadas por el Decreto presidencial 1141 de 1999, según el cual corresponde a dicho ministerio “Dictar 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.”
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Aunque probablemente la intención de colocar un Factor R/P tan bajo es el incentivar la exploración y explotación de nuevas reservas de gas natural, en el caso colombiano esto podría limitar las negociaciones a largo plazo que pudiesen hacerse con consumidores potenciales en el exterior por cuanto, si bien es cierto que con la demanda actual el factor puede parecer suficientemente holgado, hay que anotar que las exportaciones podrían ser de un tamaño tal que este factor se reduzca considerablemente.
El objetivo fundamental de un mercado ampliado es incentivar la búsqueda de nuevas reservas, de tal manera que el consumidor interno tenga un grado de confianza en que su consumo de gas natural tiene un horizonte de largo plazo (principalmente, por las inversiones de conversión necesarias para consumir el combustible) El tema debe tener un manejo comercial tal que la exportación no se convierta en una forma de transferir rentas de la nación hacia países a donde se exporta el combustible (por la competencia que enfrenta en el exterior y la posición monopólica al interior).
En el tema específico de la controversia sobre competencias entre el Ministerio de Minas y Energía y la CREG a raíz de la expedición de los Decretos MME 3428 y 3429 de 2003) vale la pena destacar lo siguiente:
Los temas centrales de los Decretos Ministeriales tocan directamente con la producción y disposición del gas producido, la salvaguarda del abastecimiento interno sobre las exportaciones por la vía de la definición del Factor R/P y el campo de acción que pueden tener los productores en el desarrollo del negocio de exportación, como por ejemplo, la construcción y operación de los gasoductos. Sin embargo, existen otros temas no vinculados a definiciones de política que no deberían estar incluidos en un decreto reglamentario del Ministerio de Minas y Energía. Por ejemplo, el hecho de que el Ministerio se reserve el derecho de ser la última instancia en disputas sobre acceso a los sistemas de transporte que sirvan de interconexiones internacionales, puede ser interpretado como la intervención del ente de política energética en un asunto que es puramente regulatorio, como es el libre acceso a los sistemas de transporte ya sean nacionales, regionales o locales. Esto puede no ser relevante en el momento, pero podría dar lugar a otras intervenciones del MME en el futuro sobre temas similares o conexos, que acabarían con la necesaria delimitación de funciones que deben tener las instituciones que participan en el mercado del gas natural.
De ahí la importancia de transitar con el máximo cuidado por esa delgada línea divisoria entre la política energética y la regulación, de tal manera que se preserve el marco institucional que permite definir el campo de acción del Ministerio de Minas y Energía como rector de la política y la autonomía de la CREG como responsable nacional por la regulación en el sector del gas natural
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Por último, debe destacarse el interés del Gobierno Nacional en dar una señal positiva al mercado internacional sobre la disposición de facilitar los procesos de exportación de gas natural, por considerarse que es uno de los factores que permitirán dinamizar el mercado de gas. El tema es de gran importancia debido a que define con claridad las reglas de juego en una actividad que se considera clave para el desarrollo del mercado de gas natural en el país.
El nuevo marco regulatorio del sistema de transporte de gas. La resolución 125 de 2003
Los principios fundamentales que rigen la regulación colombiana son los de eficiencia económica y suficiencia financiera lo cual, en palabras de la Comisión, obliga al regulador a encontrar el precio al que tendría derecho el prestador del servicio de transporte en condiciones de competencia.
A este respecto, el Artículo 73 de la Ley 142 de 1994 define por eficiencia económica el régimen de tarifas que cumple las siguientes condiciones:
• Que las tarifas se aproximen a los precios del servicio de transporte en un mercado de competencia.
• Que las fórmulas tarifarias trasladen a los usuarios los costos eficientes así como los aumentos de productividad esperados los cuales deberán distribuirse entre empresa y usuarios como ocurriría en un mercado de competencia.
• Que las tarifas de transporte no trasladen a los usuarios los costos de una gestión ineficiente ni permitan que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.
De la misma manera, en lo que se refiere al criterio de suficiencia financiera, la Comisión reconoce que las tarifas que regirán el sistema de transporte del interior del país durante el próximo quinquenio, deben reconocer los siguientes componentes básicos:
• Las inversiones eficientes que se requieran para la prestación del servicio.
• Una rentabilidad razonable del capital invertido.
• Los costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AO&M) que se requieran.
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La Comisión tiene además la facultad para introducir criterios de eficiencia económica tanto en las inversiones como en la utilización de los gasoductos de tal manera que no se trasladen inversiones ineficientes a los usuarios. En seguimiento de este criterio, los sistemas troncales y regionales deben tener factores de utilización mayores o iguales a 0.5 y 0.4 respectivamente los cuales se consideran factores normativos de utilización de gasoductos.
La metodología para remunerar la actividad de transporte de gas natural en Colombia obedece al criterio de precio máximo regulado. Bajo este criterio, el agente asume el riesgo de ingresos o rentabilidad. Según la CREG, el establecimiento de precios máximos regulados corresponde a una regulación por incentivos donde las mayores o menores ventas o los mayores o menores costos los asume el agente transportador. Caso contrario ocurriría con la metodología de tasa interna de retorno donde el regulador garantiza al agente una TIR o un nivel de ingresos lo cual conlleva la necesidad de efectuar revisiones periódicas bien sea a petición del agente o de oficio por parte del regulador.
Las disposiciones contempladas en la Resolución 125 de 2003 establecen cargos de paso en cuyo cálculo el costo total del transporte se define como la sumatoria de los cargos por los distintos tramos del gasoducto que debe recorrer el gas natural. A su vez, los cargos de paso tienen los siguientes componentes:
• Cargos máximos fijos y variables por distancia para remunerar la inversión.
• Cargo fijo para remunerar los gastos de AO&M.
• Dos tarifas estampilla que tienen por objeto remunerar parte de la inversión en el sistema de gasoductos y los gasoductos ramales.
Aunque las tarifas de transporte corresponden al concepto de cargos máximos regulados, el transportador tiene la potestad de establecer descuentos en las tarifas máximas si, en su concepto, estas decisiones de carácter estratégico se requieren para aumentar la cobertura del mercado, optimizar ingresos mediante incremento del uso de sus activos y no perder los clientes.
En la esencia de la metodología de determinación de los cargos de transporte está la señal de distancia cuya razón de ser es la aproximación a lo que ocurriría en un mercado de competencia donde las tarifas reflejan los costos de prestación de los servicios. Esto tiene como consecuencia, que el gas cuesta más a medida que los centros de demanda estén localizados a distancias mayores de los campos de
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producción como ocurre con los mercados de Bogotá, Medellín y en particular el Occidente.
La existencia de restricciones de transporte es la justificación del regulador para adoptar el esquema de “contract carriage” frente a expansiones, de tal forma que dicha expansión sea inducida por los contratos. Esta es la modalidad que prevalece en el país, la cual se lleva a cabo mediante contratos bilaterales no normalizados con diferentes grados de libertad. Esto a la vez implica que la administración de las restricciones se puede efectuar mediante el establecimiento de una jerarquía de contratos, complementada con subastas en el mercado secundario o inclusive con subastas de capacidad primaria cuando se observe anticipadamente la restricción y todavía exista capacidad disponible primaria.
No obstante lo anterior, es poco probable que el esquema de “contract carriage” por sí solo garantice la expansión del sistema. Esto es particularmente válido en los tramos con restricciones en el flujo potencial, pero que tienen un alto riesgo de quedar subutilizados aún ante variaciones moderadas de las fuentes de suministro del combustible. En estos casos, sólo habrá expansión de la capacidad de transporte ante incrementos importantes de la demanda, con contratos garantizados a largo plazo.
Por otra parte, en lo referente a la contratación del servicio, el regulador introduce elementos que agregan flexibilización en la negociación de los cargos; son estos un menú de cargos regulados de transporte que permite a transportadores y remitentes ajustar sus negociaciones a los perfiles de demanda y riesgos; y, un mecanismo de aproximación ordinal a la fijación de cargos que impida el ejercicio de posición dominante por cualquiera de las partes.
Finalmente, en materia de regulación de tarifas de transporte se tienen dos opciones básicas: señal por distancia y cargo estampilla.
En el segundo caso, en el de la señal por estampilla, el transporte tiene un efecto neutro frente a los diferentes campos de producción. En este caso se favorece una óptima utilización de los recursos de gas ya que los campos de costo económico menor se utilizan primero seguidos por aquellos de mayor costo.
Cuando se trata de tarifas de transporte basadas en la señal de distancia, los recursos gasíferos del país se utilizan de acuerdo con el valor combinado precio de Gas + Tarifa. Puede darse el caso de un campo de producción con un costo económico menor pero cuyo transporte a los centros de consumo es de tal valor que promueve la utilización de otros campos con costo económico mas alto. Así las cosas, el transporte puede inducir la decisión de los agentes económicos en lo que respecta al consumo de
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gas natural. En esas condiciones, los proyectos industriales o termoeléctricos tenderán a localizarse cerca de los campos de producción.
La regulación colombiana ha optado por la definición de tarifas de transporte con señal de distancia, por considerar que de esa forma se están generando tarifas que envían la señal correcta en cuanto al costo económico del servicio. Sin embargo, las tarifas de transporte calculadas de esa manera, traen como consecuencia que el gas natural llega a los mercados apartados como Medellín y Cali a unos precios mayores a los que se tendrían si se utilizara el cargo estampilla y por consiguiente el gas natural queda en posición de debilidad frente a los combustibles sustitutos. En opinión del Consultor en un mercado de gas natural en vías de maduración como el colombiano hubiera sido mas conveniente un sistema de tarifa estampilla antes que basado en señales de distancia. Aunque lo deseable sería debatir el concepto para la regulación futura, el hecho de que la Resolución 125 de 2003 finalmente queda válida después de varios años de espera y con una vigencia de un quinquenio, hace que la posibilidad de ajustar el curso en este tema sea mínima.
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6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• La cadena de valor del gas natural en Colombia tiene los siguientes segmentos principales: Exploración y Producción, Transporte y Distribución-Comercialización. El tema de la exploración y producción impacta la cadena de valor a partir de la declaratoria de comercialidad de los campos de producción.
• 7 compañías productoras de gas manejan el 99.6% de la producción nacional de gas para una producción de 594 MPCD en el año 2003, se cuenta con 8 operadores de transporte, 3600 Km de gasoductos troncales y un total de 5600 entre troncales y regionales. Además las siete principales distribuidoras tiene a su cargo el 84% de las ventas de gas a nivel de distribución.
• En el año 2002, estaban operando en el país 20 compañías de distribución a nivel país según estadísticas de la CREG. Para el próximo periodo tarifario se tendrán 25 distribuidoras prestando el servicio en todo el país.
• En cuanto se refiere a comercializadores puros de gas natural, sólo Dinagás presenta operaciones significativas en el sector industrial colombiano. Recientemente ha iniciado operaciones Surtigas E.S.P. cuya área de influencia será el suroccidente del país
• Los cuellos de botella en la infraestructura de producción de gas natural, quedarán resueltos con la entrada en operación de la planta de tratamiento de Cusiana-Cupiagua en el segundo semestre de 2005.
• Las inversiones programadas en transporte y distribución permiten que el gas natural fluya sin sobresaltos durante el quinquenio 2003-2007 de vigencia de las actuales tarifas de transporte y distribución.
• Se tienen posibilidades de financiación de inversiones en producción, transporte y distribución en la medida que las compañías lo requieran y lo soliciten. Por otra parte, se identifican proyectos que no hacen parte del “core business” de las compañías productoras y no tienen financiamiento vía tarifas reguladas, tales como los de aprovechamiento del gas petroquímico y la separación y
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comercialización de líquidos valiosos provenientes del gas asociado en Cusiana, como butanos, propanos y gasolina natural.
• La estructura patrimonial del sector del gas natural en Colombia, se basa en una amplia participación del sector privado.
• En la producción de gas natural, con excepción de ECOPETROL, las demás empresas que intervienen en la actividad son de carácter privado, de las cuales tres son colombianas y las demás compañías multinacionales como es el caso de Chevron-Texaco, BP, Tepma y Petrobras.
• La actividad de transporte de gas natural tiene 8 empresas dedicadas a la prestación de este servicio, de las cuales ECOGAS es de carácter estatal y las demás son controladas por el sector privado.
• Por el lado de la distribución, con excepción de Empresas Públicas de Medellín, todas las demás son de carácter privado.
• Se considera que la participación privada le ha evitado al Estado canalizar importantes recursos públicos a la prestación del servicio de gas natural particularmente en los segmentos de transporte y distribución y justifica además el interés y esfuerzo del Gobierno Nacional por atraer mas inversión privada extranjera a la exploración de hidrocarburos en Colombia y del gas natural en particular.
• Se observa que el tamaño del mercado colombiano y las economías de escala de las actividades de producción y distribución de gas natural, no favorecen la presencia de un gran número de agentes y por el contrario, presenta índices de concentración elevados que reflejan una situación de oligopolio tanto en la oferta como en la demanda. A lo anterior se añaden las recientes tendencias a concentrar las compras de gas natural de varias distribuidoras del centro y occidente del país, lo cual es inconveniente porque reduce la competencia no solo en la distribución sino también la concentra en el lado de la oferta.
• En la industria del gas natural, la “competencia” es una calle de dos vías, es decir, debe contar con vendedores y compradores. Si hay concentración de oferta, es posible que los compradores reaccionen consolidando las necesidades de varias distribuidoras para plantear negociaciones en bloque. A su vez, si la demanda se concentra y hay pocos compradores, los productores no estarán dispuestos a afrontar los riesgos comerciales de vender a una estructura de oligopolio y optarán por acudir a esquemas de comercialización conjunta.
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• En el sector residencial, no se tienen señales económicas claras de sustitución de energía eléctrica y gas propano por gas natural debido a que los costos de conversión encarecen la factura durante el plazo de pago con respecto a los demás energéticos. En concepto del Consultor, las decisiones de sustitución obedecen a que, para los consumidores de los estratos bajos, la conversión a gas es un valor agregado a la vivienda y mejora su transabilidad. Para los consumidores de estratos altos, el cambio a gas natural está ligado a factores económicos pero también a aspectos de comodidad y conveniencia.
• Comparando los precios de los energéticos en el sector residencial, se tiene que una vez concluido el periodo de pago de la acometida, conexión y gasodomésticos, que hoy en día es financiado por las distribuidoras, el gas natural compite sin problemas con sus sustitutos. Sin embargo, redireccionar el subsidio al gas natural en los estratos bajos sólo es posible en la medida que estos cubran las inversiones en conexión a la red de distribución, mas no costos de acometida interna.
• En el sector industrial, el análisis de competitividad del gas natural con respecto a los combustibles sustitutos favorece la utilización de gas con respecto al fuel oil. Sin embargo, las señales de precios le dan ventaja al uso del carbón y crudos pesados con respecto al gas natural.
• En el caso del carbón, la competitividad con respecto al gas natural es tan amplia que aún si se aplicaran impuestos ambientales al producto, la ventaja de precios no se disminuiría significativamente. Es conveniente indicar que los menores precios del carbón a nivel interno se explican por la estructura de costos de la industria, su informalidad a nivel de los desarrollos mineros del interior y por las abundantes reservas con que cuenta el país las cuales son aproximadamente 25 veces superiores a las del gas natural.
• En cuanto al crudo Rubiales, su fortaleza radica en su transabilidad en los mercados internacionales como crudo de refinación, material de asfalto o bunkers.
• Sin desconocer la importancia de los sectores residencial, comercial, industrial y GNV, hay que señalar que el factor dinamizador de la demanda de gas nacional durante los próximos años está en las exportaciones. Sin embargo, aún falta por evaluar la factibilidad comercial de estos proyectos, lo cual depende de que el gas pueda competir con los energéticos actualmente utilizados en los mercados objetivo en condiciones que permitan remunerar adecuadamente al productor en Colombia y al sistema de transporte.
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• En lo que se refiere al sector eléctrico, los factores esperados de despacho, en particular en el interior del país, no se constituyen en un factor dinamizador de la demanda de gas en los próximos años. Además, la definición de los nuevos contratos de suministro de gas natural es, en concepto del consultor, un elemento crítico para viabilizar la expansión eléctrica a base de gas natural.
• A mediano plazo las inversiones básicas en producción, transporte, distribución y GNV, llegan a USD 835 millones. Si se incluyen los proyectos de exportación, las inversiones totales podrían llegar a USD 1320 millones.
• Las inversiones de ECOPETROL en exploración y producción de petróleo y gas natural para los próximos 4 años, llegan a USD 1780 millones, las cuales incluyen las participaciones de la Empresa en los programas de Guajira y Cusiana-Cupiagua.
• Cada elemento de la cadena de valor del gas natural tiene prioridades de inversión definidas. En producción, las inversiones están orientadas a aumentar la disponibilidad de gas en el interior del país a fin de dar las señales adecuadas al mercado sobre pleno abastecimiento y a incrementar la producción de gas de la Guajira con miras al mercado de exportación.
• En transporte, las prioridades se orientan a mejorar la operación y seguridad del sistema y a expandir la cobertura.
• En distribución, la prioridad es aumentar la cobertura y la base de usuarios en el próximo quinquenio.
• La política de masificación de gas muestra indicadores exitosos de cubrimiento de la demanda residencial a nivel país.
• El mismo diseño de la red troncal de gasoductos, permitió incorporar en el proceso licitatorio la construcción de ramales que hicieron posible el acceso al servicio de gas natural a las poblaciones localizadas a lo largo de la ruta de las líneas de transporte de gas cuyo costo de conexión era menor a un límite establecido de acuerdo con los costos del programa de gasoductos regionales de la Costa Atlántica.
• A fin de organizar la prestación del servicio de gas natural en el interior del país, en las áreas no cubiertas por las distribuidoras ya establecidas, se desarrolló la figura de las Areas de Servicio Exclusivo. Este esquema exigió compromisos mínimos de cobertura en los estratos residenciales 1,2 y 3.
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• De otra parte, la gestión del Gobierno Nacional como accionista en las distribuidoras de la Costa Atlántica y el Centro del país, siempre tuvo la permanente preocupación de ampliar la cobertura residencial y el acceso universal al servicio de gas natural de los estratos mas pobres de la población.
• Los resultados a Diciembre de 2003, muestran que del total de usuarios residenciales con servicio de gas natural, el 85% corresponde a estratos 1, 2 y 3 lo cual indica el éxito del programa en asegurar el cubrimiento del servicio en los estratos mas bajos de la población. Adicionalmente, el número de usuarios residenciales con servicio de gas natural representa el 77% del número potencial que disponen de la infraestructura de “anillos de distribución” para recibir el servicio.
• La política de subsidios y contribuciones ha sido exitosa al generar las señales adecuadas para lograr el cubrimiento que se señaló anteriormente. Según cifras de 2003, el Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos muestra un saldo acumulado positivo que representa el 16% de los subsidios acumulados otorgados desde el año 1998.
• El Plan de Masificación de Gas Natural contempló que el Gas Propano sería utilizado en aquellas poblaciones a las cuales no fuera posible prestar el servicio de gas natural por consideraciones económicas. Sin embargo, no hay una política gubernamental definida que indique cuál es el criterio para establecer el costo máximo de un proyecto de conexión al sistema de gasoductos y redes domiciliarias que pueda ser financiado con los recursos de la Ley 401 de 1997. Se recomienda establecer criterios que permitan definir costos máximos para la conexión de nuevos municipios a la red troncal de gasoductos de manera similar a como se hizo en el diseño de la red troncal nacional. Proyectos con costos superiores al máximo establecido, podrían desarrollarse con Gas Natural Comprimido o con Gas Propano.
• El sector del gas natural ya no es un consumidor importante de recursos del estado y por lo tanto, no tiene una preponderancia especial dentro del presupuesto destinado al gasto público. Por el contrario, siendo un negocio relativamente joven está organizado bajo parámetros de eficiencia y se tiene previsto que hacia delante, sea autosuficiente, derivando los recursos necesarios, de las tarifas pagadas por los usuarios, para quienes las reglas son claras.
• Los subsidios que aun permanecen, provienen de cruces de tarifas entre estratos altos y bajos, sin que haya aporte gubernamental directo.
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• ECOPETROL se ha movido hacia la implantación de esquemas de evaluación de gestión con base en herramientas de valor agregado, las cuales exigen resultados de las diferentes unidades de negocio. Además, de tiempo atrás se han establecido filtros y esquemas de control con respecto a los nuevos proyectos de inversión. Se tienen objetivos y presupuestos exploratorios que obedecen a estrategias de producción de hidrocarburos a largo plazo.
• Las relaciones con el Gobierno permiten un comportamiento mas alineado con el esquema accionista-empresa por medio del cual ECOPETROL define sus propias prioridades de inversión en tanto se cumpla con los compromisos de dividendos y las metas de superavit fiscal.
• En lo que se refiere a ECOGAS, el estudio que está próximo a iniciarse por parte de una compañía especializada en manejo de banca de inversión deberá determinar la mejor estructura para su venta o la vinculación de un inversionista estratégico. Sin embargo, la estrategia comercial requiere un mayor conocimiento del mercado de gas en el país y de los combustibles sustitutos a fin de plantear el esquema tarifario que permita maximizar el valor de la Empresa, con el mínimo detrimento patrimonial para el país en las decisiones de hundimiento de costos que finalmente se adopten.
• El regulador debe establecer con claridad y ante todo con pragmatismo su concepción del tema de la competencia. Debe ser claro para los agentes participantes del mercado la forma como será medida la competencia y qué garantías se tienen de la permanencia del criterio de medición, ante inversiones que son de largo plazo.
• En términos de la economía de los recursos naturales, lo que se debería buscar es un despacho óptimo del recurso gas natural que beneficie a la sociedad. Si lo que se tiene es, por ejemplo, una política de transporte de gas que es contraria a este objetivo, debe entonces el regulador establecer qué función o combinación de actividades es lo que quiere hacer eficiente. Es claro que la optimización de los elementos de la cadena por separado no necesariamente lleva al óptimo económico o social, dado que se podrían estar manejando funciones objetivo diferentes.
• Acorde con el punto anterior, tanto el Estado como el regulador deben definir una política clara del transporte de gas natural. En particular, en un país con un incipiente mercado de gas, donde este combustible ha ido perdiendo terreno frente a otras alternativas, sobretodo en el sector industrial, no es un manejo de recursos eficiente el hecho de tener un sistema de transporte desoptimizado por el tema de las tarifas, así estas sean considerados regulatoriamente eficientes y además consistentes con la evolución del mercado de gas en el interior del país. Es este
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elemento de la cadena el que está dificultando considerar al gas natural una alternativa energética relevante. En un mercado en desarrollo, el transporte no debe convertirse en una barrera al crecimiento del mercado, aunque esto signifique aparentes sacrificios de eficiencia económica presente.
• El regulador debe sopesar la introducción de elementos que dinamicen el mercado aunque sean contrarios a su política regulatoria actual. Es conveniente debatir la conveniencia de permitir variaciones a la normatividad vigente si esto permite un crecimiento del mercado. La evaluación que debe hacerse es si el costo de introducir cambios que puedan significar ineficiencias en un elemento de la cadena es o no mayor que los beneficios sociales (en excedentes del consumidor y del productor) que se podrían lograr si por las mismas acciones, se utilizan recursos tanto en producción como en transporte de gas natural, por ejemplo, que de otra manera nunca serían empleados productivamente.
