CUAL ES LA TENDENCIA DE LA APLICACIN DEL GAS NATURAL A LARGO
PLAZO
Desde mediados de los setenta, las reservas mundiales de gas
natural han aumentado regularmente cada ao. Las reservas mundiales
de gas natural a primero de enero del 2005 ascienden a 179.85
billones de metros cbicos (MMm3).RESERVAS MUNDIALES DE GAS
NATURAL
La antigua Unin Sovitica cuenta con las mayores reservas, que
representan el 26.7% de la disponibilidad mundial, equivalentes a
48 billones de metros cbicos. En orden de importancia, le siguen
los pases del Medio Oriente con una contribucin del 40.5%,
destacando la participacin de pases como Irn con el 15.3 % del
total mundial, Qatar que representa 14.3%, Arabia Saudita con 3.7%
y 3.2% de Emiratos rabes. El restante 28% se distribuye entre
Amrica del Norte (Estados Unidos y Canad), Amrica Latina,
OCDE-Europa y Asia y Australia.En forma conjunta el Medio Oriente y
la antigua Unin Sovitica son responsables del 67.3% del total, en
tanto que Europa, Euroasia y el Continente Americano responden por
el 16.9%. Por su parte, las reservas de los pases de Amrica Latina
incluyendo a Trinidad y Tobago ascienden a 7.11 billones de metros
cbicos, lo que corresponde a un poco ms del 3.9% de las reservas
mundiales. La mayor parte de las reservas regionales de gas natural
se encuentra en Venezuela (4.35 MMm3), seguido de Bolivia (0.5
MMm3) y Argentina (0.34 MMm3), mientras que pases como Trinidad y
Tobago, Colombia y Per cuentan con reservas de 0.5 MMm3, 0.11 MMm3
y 0.25 MMm3, respectivamente.La regin con mayores tasas de
incorporacin de reservas en los ltimos cinco aos corresponde al
Medio Oriente que en promedio anual ha crecido al 7.2%, seguida de
frica con 4.2% y Asia Pacfico que alcanz 3.3%. En forma individual
Qatar es el pas que ms ha incrementado sus reservas en el periodo
2000-2005 (21.6%), al igual que Bolivia (12%), China (11.6%), Siria
(10.4%), y Kazakstn (10%).La produccin mundial de gas natural se
concentra en la regin de Eurasia con un 40% del total mundial,
seguida Norteamrica con una participacin del 28.3%, Asia Pacifico
que contribuye con el 12 %, el Medio Oriente que representa el 10%
y en niveles bajos frica y Centro y Sur Amrica con 5%.Estados
Unidos y Rusia son los pases de mayor produccin de gas, y en el
mbito mundial son pocos los que cuentan con tradicin en la
produccin de este energtico. La distribucin de la produccin no
sigue un patrn similar al que registran las reservas, ya que el
comportamiento difiere por cuanto las reservas se concentran en
Medio Oriente y Rusia, siendo Estados Unidos, Europa y Japn los
mayores demandantes. Se espera que las economas que emergen
mantengan altas tasas de crecimiento de la produccin, con valores
promedio del orden de 4.1% a partir de 2005 a 2025. En contraste,
la produccin del gas natural en los pases de las llamadas economas
en transicin, se estima aumentarn a un ndice anual medio de 2.3 %,
y que las economas de mercado maduras aumenten en promedio de 0.6%
en el mismo periodo. La disparidad entre el aumento proyectado y el
consumo de las economas de maduras, har que stas mantengan una
dependencia creciente para atender sus necesidades de aquellos
pases que conforman tanto las economas de mercado en transicin,
como de las emergentes.El consumo mundial de gas natural ha venido
incrementndose en una proporcin mayor a las tasa de consumo de
energa en lo que hace referencia a las fuentes primarias. Su uso se
ha intensificado en todas las regiones del mundo, por la diversidad
de usos tanto finales como intermedios y una menor emisin de
contaminantes que otros combustibles fsiles.La dcada del noventa
correspondi a un perodo de importante crecimiento en la industria
del gas natural, favorecido por la reorientacin de las polticas
energticas de algunos pases, as como la presencia de la industria
de la generacin elctrica con base en turbinas de gas.
EVOLUCIN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL
Las mayores tasas de crecimiento se han presentado en las
regiones de Asia y Centro y Suramrica, aunque en trminos absolutos
los volmenes de consumo son inferiores a las regiones de Euroasia y
Norte Amrica. frica es la regin de menores tasas de crecimiento y
ms bajos volmenes de consumo.Norteamrica ha venido registrando
tasas de crecimiento negativas, aunque corresponde a la segunda
regin en consumo. Igualmente, es el rea geogrfica que presenta la
mayor desigualdad entre las reservas disponibles (4%), produccin
(28%) y demanda (29%). Situacin contraria ocurre con Medio Oriente,
cuya reservas disponibles representan (41%), produccin (10%) y
demanda (3%).Durante el 2005, el consumo de gas natural en el
mercado de Estados Unidos, el mayor del mundo, se reduca en un
1.1%, el de Medio Oriente creca al 6.8%, y Suramrica lo haca al
4.4%. El aumento total de mercado mundial super 3.3% durante el
2005, tasa ms baja que la lograda en el 2004 cuando se registr el
4.8%. Las ventas de GNL se incrementaron con especial rapidez
durante 2003 en ms de un 12 %, por su parte las importaciones en
Estados Unidos aumentaron ms del doble y las ventas a los
principales mercados mundiales de GNL, Japn y Corea del Sur,
crecieron en ms de un 9%.Conforme con las estimaciones de largo
plazo realizadas por ExxonMobil, el gas natural tendr en promedio
un ndice de crecimiento mundial de 2.3% por ao, donde la demanda
norteamericana se incrementar lentamente con medio punto
porcentual. En Europa se espera que la demanda del gas crezca en
1,5% anual, conducido particularmente por aumentos en la generacin
de electricidad. El crecimiento de la demanda del gas natural de
Asia Pacfico es ms alto que el de Norteamrica y de Europa, y se
estima crecer 3,6% por ao.Los mercados maduros disminuirn
paulatinamente su participacin en la canasta de gas, Entretanto las
economas emergentes se posicionarn llegando a ser los mayores
consumidores de gas natural y se estima que su cuota representar
cerca del 42.3% de gas consumido mundialmente, mientras los pases
desarrollados tendrn un participacin relativa del 28.4% en el 2025.
PROYECCIN DE LA DEMADA MUNDIAL DE GAS NATURAL
Las economas en transicin incrementarn en forma importante las
necesidades de gas, particularmente en la Unin Sovitica, cuyas
tasas de incremento medio hasta el 2025 se acercan al 9.2%, en
tanto que el Oriente Europeo, si bien presenta tasas superiores al
12%, en trminos absolutos los volmenes son bajos.Es de destacar que
en el 2010 se presentan las tasas ms altas de crecimiento en las
demandas de gas natural, de las cuales son responsables pases como
China, India, Corea del Sur, la Unin Sovitica y en menor escala
algunos pases del Medio Oriente y el Occidente de Europa. Lo
anterior debido principalmente a los altos precios del petrleo del
mundo, que presionan en uso del gas natural a expensas de los
derivados en el sector industrial. En los sectores residenciales,
comerciales y del transporte, la penetracin del gas se proyecta a
tasas bajas y en forma combinada estos tres sectores explican menos
del 10% del consumo.A medida que la demanda crece, las
importaciones del gas natural llegarn a ser cada vez ms importantes
para Norteamrica, Europa y Asia Pacfico. Las importaciones
interurbanas del GNL sern en Norteamrica del orden del 25% de la
demanda. La produccin de Europa tambin declina en el periodo y las
importaciones aumentarn aproximadamente a un 85% de sus
necesidades. Asia Pacfico igualmente llegar a niveles de 50 % de
importaciones y el GNL ser la mejor forma de suplir este
energtico.CUAL SERA LA DEPENDENCIA DEL GAS NATURAL EN SISTEMAS
ENERGETICOS EN COLOMBIALos sectores de gas y electricidad han
desarrollado de forma aislada sus mercados nacionales e
internacionales, aunque comparten en ciertos aspectos algunas
similitudes y potencialidades. Sin embargo, es importante tener en
cuenta que existen bondades importantes al ver integralmente los
temas de gas y electricidad como complemento y no como competencia.
Con el objetivo de mejorar la calidad y reducir los precios, los
gobiernos, reguladores y agentes de la cadena son los responsables
de viabilizar la integracin de estos dos sectores.El sector
elctrico en el pas se ha desarrollado marcado por un fuerte
componente regulatorio y est centralizado. El planeamiento para
este sector se hace con base en las proyecciones de demanda.El
sector de gas natural ha tenido un desarrollo diferente, pues la
expansin de la infraestructura se hace con base en los contratos
realizados y no est centralizado.En mercados grandes y maduros, la
integracin vertical y horizontal disminuye los costos de operacin,
pero en mercados pequeos y medianos existe el riesgo de que estos
se conviertan en oligopolios.En el caso de la integracin vertical
se pueden dar las siguientes situaciones: En la produccin y el
transporte, se limita el libre acceso en situacin de alta
concentracin de oferta como es el caso colombiano. En el transporte
y la distribucin se puede escoger el campo del cual se prefiere el
gas y en el caso de los usuarios no regulados puede convertirse en
una limitante de libre acceso a las redes de transporte cuando este
tome la decisin de conectarse directamente al sistema de
transporte.Debido a la naturaleza y desarrollo de los dos sectores,
el sector de gas no tiene el equivalente a un cargo por
confiabilidad, pues se tendra que pagar a los productores las
ampliaciones requeridas de su infraestructura y que estas se
mantengan disponibles para las ocasiones en que se presenten
incrementos temporales de demanda; de la misma forma se tendra que
reconocer un cargo para que los transportadores hagan las
ampliaciones necesarias para cubrir estas demandas, y estos costos
seran transferidos a los usuarios.La CREG ha propuesto que la
expansin de la capacidad de generacin en el pas se haga mediante
mecanismos de mercado, los cuales consisten bsicamente en subastas
acompaadas con opciones de precios a partir de los cuales se hara
exigible la obligacin de entrega de energa por parte del oferente.
Sin embargo, los participantes en estos mecanismos de opciones
deben garantizar que estn en condiciones de generar la energa a la
cual se comprometen en caso de que el precio del Mercado de Energa
Mayorista supere el precio de la opcin.A fin de garantizar la
generacin de energa en el caso de un proyecto a gas natural, es
necesario disponer de los contratos de suministro de gas, de lo
contrario cualquier agente generador podra entrar en el mecanismo
de subasta y no estar en disposicin de generar cuando la obligacin
sea exigible. Para ello se requiere que los productores inicien las
conversaciones formales con los generadores. Sin embargo, la
capacidad instalada con base en gas natural puede llegar a un total
aproximado de 3,661 MW, lo cual implicara la necesidad de firmar
contratos de aproximadamente 610 MBTU por da, cifra muy superior a
la demanda nacional de gas.As las cosas no se ven puntos de
convergencia entre los sectores de gas y electricidad en un tema
tan vital para la expansin como los niveles de contratacin de gas
natural para generacin elctrica, ya que el sector elctrico
colombiano genera en su mayora con plantas hidrulicas y tiene como
componente de respaldo para las pocas de sequa y alta demanda
plantas de generacin trmica.Por otra parte, la CREG ha planteado la
posibilidad de que se utilicen otros combustibles o recursos
energticos para la generacin elctrica. En lo que respecta a
combustibles lquidos, no hay claridad en la forma como se
desarrollara la logstica de abastecimiento y transporte que sera
necesario poner en marcha a fin de recibir el fuel-ol, o disel y
queroseno, para que puedan ser utilizados en las plantas trmicas
actuales.Tampoco es clara la dimensin de las necesidades de
combustibles lquidos que reemplazaran al gas natural. Por ejemplo,
Termo valle con una capacidad de 263 MW requiere un volumen de
disel a plena carga de aproximadamente 6,200 barriles por da, lo
cual de hecho es un porcentaje significativo de la demanda regional
de ese energtico.En el caso de la produccin de gas natural y
generacin de energa elctrica, con mucha oferta y poca demanda se
puede convertir en un oligopolio. Mientras el productor de gas
natural exige un Take or pay alto por la entrega de gas en
condiciones de firmeza garantizada y con penalizaciones en caso de
incumplimiento, a una nueva planta trmica se le dificulta
garantizar un consumo mnimo alto debido a la incertidumbre sobre su
propia despachabilidad.Vale la pena anotar que volmenes de gas
contratados en condiciones diferentes a la firmeza plena, le pueden
traer al generador prdidas econmicas considerables si no cuenta con
el gas necesario para atender los despachos del Centro Nacional de
Despacho. Una eventual integracin entre productor de gas y
generador elctrico podra facilitar el desarrollo de los negocios
aunque el productor comercializador estara obligado a respetar el
principio de neutralidad.
CUALES SON LOS ACTORES TANTO DE CONSUMO COMO DE PRODUCCIONLa
oferta interna permite atender los requerimientos de demanda
incluidas las exportaciones a Venezuela y Panam hasta el 2009. A
partir de este ao se proyecta un desbalance de gas natural de
aproximadamente 135 MPCD hasta el 2012.Una de las opciones para
hacer positivo el balance y mejorar la oferta, es el desarrollo
temprano de Gibraltar, con volmenes superiores a los previstos
actualmente. Otra alternativa ser la de incrementar la produccin de
Cusiana en caso de no viabilizarse la construccin de la planta para
produccin de combustibles lquidos. La situacin ms deseable es la de
incorporar nuevas reservas cuyos aportes son fundamentales para
revertir la situacin deficitaria y alcanzar excedentes en la
produccin de gas natural.Si bien no es fcil pronosticar a corto y
mediano plazo la demanda y la produccin de gas natural, es an ms
difcil realizar un balance prospectivo, cuando el mayor demandante
de gas es el sector de generacin de electricidad y los intercambios
con otros pases, por tratarse de variables que pueden estar
sometidas a fluctuaciones continuas que pueden llegar a ser
significativas.Para que exista un equilibrio en la prospectiva es
necesario mencionar que la infraestructura de transporte debe
contar con la capacidad suficiente y oportuna para atender los
requerimientos. En este orden de ideas, ser obligatorio ampliar la
capacidad de transporte principalmente del interior, por cuanto ser
el Campo de Cusiana el que atienda este mercado.En trminos
generales, el balance futuro del gas natural depender de otros
factores que incluyen los resultados de la poltica exploratoria, la
regulacin del sector, el desarrollo de nuevos proyectos y la
interconexin con otros pases, razn por la cual y para un mayor
entendimiento, se pueden construir diferentes escenarios con
supuestos distintos sobre la base de nuevos hallazgos y escenarios
de demanda cuyos crecimientos superen la historia.La incorporacin
de reservas del orden de 22.6 TPC permitira al pas no slo atender
la demanda interna sino el desarrollo de proyectos como GTL y/o,
GNL con los excedentes de produccin, aparte de la virtud de
extender las regiones productoras de gas.PRODUCCINDurante 2005 la
produccin fiscalizada fue de 3.54 GPCD disminuyendo un 3% con
respecto a 2004, ao de mayor produccin durante el quinquenio. El
crecimiento de la tasa de produccin promedio interanual fue de 1.5%
en el mismo periodo.
Durante 2005, slo 5 campos (Ballena y Chuchupa en La Guajira y
Florea, Cusiana y Cupiagua en el Piedemonte Llanero), son
responsables del 94.2% de la produccin, tendencia que se ha
mantenido desde la dcada pasada. Cusiana con el 40% y Cupiagua con
el 41% son los mayores productores de gas natural en Colombia.La
produccin de la cuenca de los Llanos Orientales representa el 81%
del nacional, y la de La Guajira equivale al 13%, mientras que el
restante 6% proviene de campos localizados a lo largo del pas con
aportes mnimos y que abarcan las cuencas del Valle Medio y Valle
Inferior del Magdalena y Sin.En el ltimo ao la produccin de todos
los campos descendi, en algunos por la declinacin propia del
yacimiento y en otros como Florea por la disminucin de la generacin
de electricidad con base en gas, demandante exclusivo de este gas.
La produccin del campo Chuchupa viene declinando a una tasa mayor
de la prevista, razn por la cual fue necesario adelantar con
respecto a los compromisos contractuales la perforacin de tres
pozos de desarrollo.La produccin de los campos menores se ha
incrementado desde 2003, confirmando el rompimiento de la
trayectoria a la baja que venan mostrando en los ltimos 10 aos.
Este comportamiento es el resultado de las labores realizadas por
los operadores de dichos campos, encaminados al mantenimiento y
crecimiento de la produccin.A partir de septiembre de 2005 se inici
la operacin de la planta de tratamiento de Cusiana con capacidad
para 180 millones de pies cbicos al da, razn por la cual del gas
natural producido en Cusiana y Cupiagua, tan slo el 4% equivalente
a 107 MPCD fue utilizado para consumo sectorial, el volumen
restante fue reinyectado al yacimiento para incrementar la
produccin de petrleo.En el caso de La Guajira, cuyos campos
presentan una acelerada declinacin, se espera que con los trabajos
que se iniciaron a finales de 2005 su capacidad de produccin se
incremente un 34% llegando a 700 MPCD. Es decir, a partir de marzo
de 2006, el pas contar con una capacidad mxima de produccin del
orden de 900 MPCD.Conviene sealar que la capacidad de produccin de
gas natural est por encima de la demanda media esperada y puede
atender los consumos excepcionales del sector elctrico durante
ocurrencias de fenmenos climticos. Las fluctuaciones en la demanda
de este sector son de particular importancia, ya que representan
entre el 35% y 40% del consumo total de gas natural, debido al alto
componente hidroelctrico del parque de centrales de
generacin.CONSUMODurante los ltimos cinco aos el desarrollo del
sector del gas natural ha tenido un crecimiento constante,
constituyndose en uno de los objetivos de poltica energtica ms
importantes y aumentando su participacin porcentual en el consumo
final de energa.
El crecimiento del consumo total ha sido determinado
esencialmente por el comportamiento hidrolgico, debido a que en los
meses de menos lluvias la generacin elctrica del pas es respaldada
por las generadoras trmicas, principalmente las de gas ciclo
combinado.Existen dos mercados claramente definidos, asociados con
la infraestructura de transporte y la de suministro. La Costa
Atlntica con ms de 15 aos de historia, utiliza el gas natural para
la generacin de electricidad en una proporcin del 48.3%, la
industria lo hace con una participacin del 33%, y el domstico usa
el 9% de ese mercado.En el interior del pas el consumo de gas ha
tenido un comportamiento homogneo, presentando una tasa promedio de
anual del 10.5%, resultado de la labor conjunta tanto del sector
privado y de los usuarios, como del gobierno en la coordinacin e
implementacin tendientes a promover el uso de este energtico en
todos los sectores de consumo.El comportamiento sectorial de
consumo seala a los sectores industrial y termoelctrico como los
mayores demandantes de gas natural con un alto dinamismo en los
sectores domstico y GNV (gas para el sector transporte). El consumo
de gas natural por parte de ECOPETROL se ha mantenido a lo largo
del periodo y constituye el eje de compensacin de los incrementos
marginales de consumo en otros sectores.El consumo de gas natural
en el pas lleg a una cifra de 651 MPCD en 2005 siendo 5.6% superior
al consumo en 2004 (5616 MPCD). Se destaca el sector industrial
debido principalmente a que el gas natural se ha convertido en un
combustible competitivo debido a los altos precios del petrleo;
esto tambin ha conllevado a la sustitucin de combustibles en el
sector transporte con el GNV, el cual comienza a mostrar una
participacin en aumento.El consumo en el sector termoelctrico es
uno de los ms dinmicos, explicado por el uso creciente de la
tecnologa de ciclo combinado debido a su eficiencia. Esto refleja
el hecho de que la mayora de la nueva capacidad de generacin
instalada se efectuara con gas natural.En los ltimos cinco aos el
comportamiento ha sido estable, debido a que no se han presentado
condiciones climticas secas adversas para la generacin de
electricidad. El sector domstico representa una porcin mediana del
mercado de gas mostrando crecimientos altos que evidencian el xito
en la sustitucin de energticos particularmente en coccin y
calentamiento de agua. Durante el 2005 el gas natural logr cubrir
el 18.7% de la demanda residencial, histricamente cubierta en ms de
la mitad por electricidad. El sector el gas natural ha presentado
un crecimiento sostenido del 9.6% promedio anual durante el ltimo
quinquenio, situacin dada no slo por el efecto sustitucin, sino
como respuesta al crecimiento de la poblacin que tiene acceso a los
energticos y puede decidir entre las ventajas de usar uno u otro.El
sector industrial, a pesar de ser el mayor demandante de gas con un
crecimiento promedio anual de 11.8 %, presenta gran variabilidad de
un ao a otro y ha fluctuado con los precios de los dems energticos
que conforman la canasta en el sector industrial.El crecimiento en
el consumo de los dos ltimos aos respondi en buena medida al
comportamiento de PIB industrial que fue compartido por la mayora
de las ramas de la actividad manufacturera, pese al incremento de
los precios del gas natural. Se destaca el consumo en el interior
del pas, el cual pas de 36 MPCD en el 2000 a 108 MPCD en el 2005, a
un ritmo de crecimiento promedio anual de 29.1%, no obstante, el
descenso en el consumo durante el 2001 y 2002 como consecuencia de
la retraccin del PIB.Comparativamente, el consumo en la costa se ha
mantenido en un mismo nivel, mientras que para el interior el
crecimiento ha sido sostenido.El sector de mayor dinamismo es el
transporte, que ha duplicado sus consumos en los ltimos 5 aos
gracias a los programas en curso adelantados en forma conjunta por
los agentes de esta cadena, y viene incursionando en las grandes
ciudades como solucin a problemas de contaminacin y sobre todo, a
una poltica de precios que reflejan escasez de recursos.
CUAL SERA LA DEMANDA INSATISFECHA Y EL PRECIO DEL GAS NATURAL A
NIVEL MUNDIALLa regulacin de precios para la prestacin del servicio
de gas natural es definida por la Comisin de Regulacin de Energa y
Gas-CREG, entidad a quien se le deleg la funcin a travs de la Ley
de Servicios Pblicos (142 de 1994) en donde se defini que el rgimen
tarifario estar orientado por los criterios de eficiencia econmica,
neutralidad, solidaridad, redistribucin, suficiencia financiera,
simplicidad y transparencia.Teniendo en cuenta las caractersticas
de cada actividad la CREG ha definido los siguientes esquemas de
precios:1. Precio boca de pozo2. Transporte3. Distribucin
REGULACIN DE LOS PRECIOS EN BOCA DE POZOTeniendo en cuenta lo
definido en la regulacin, se fija un precio mximo de entrada de
troncal para:Campos existentes antes de 1995.Corresponden a las
resoluciones 039 de 1975 (modificada recientemente por la Resolucin
CREG 119 de 2005 cuya indexacin pasa a ser con el ndice New York
Harbor Residual Fuel Oil) y 061 de 1983 expedidas por la
desaparecida Comisin de Precios del Petrleo y del Gas Natural en
donde se asocia el precio a la variacin de precios de fuel oil de
exportacin, y se da una nueva alternativa definiendo como mecanismo
de indexacin el WTI; solamente fue acogida por campos de menor
tamao. Adicionalmente se estableca liberacin de precios en el 2005
dependiendo el nivel de competencia, lo que no ocurri por cuanto la
CREG consider no cumplido el requisito. Solamente se dio una
liberacin parcial para el caso de Cusiana, con la construccin de la
planta de tratamiento mayor a 180 MPCD.Campos posteriores a 1995,
precio libre.Los precios en las tres ltimas dcadas has tenido un
efecto pndulo, en donde se inici con un nivel cercano a los 2
US$/MBTU en los ochenta, para despus caer a valores de 0.70
US$/MBTU en los noventa, y en los ltimos aos nuevamente retornando
a precios cercanos a los 2 US$/MBTU, que son mximos histricos.Sin
embargo, estos precios en trminos de pesos colombianos se han visto
atenuados por la revaluacin de la moneda que se viene presentando
hace cerca de dos aos. La Resolucin 057 de 1996 que tiene un
mecanismo de indexacin con el precio del WTI, ha tenido un
comportamiento ms estable. Sin embargo, esta slo fue acogida por un
campo de menor tamao (Payoa).La Resolucin 018 de 2002 que aplica
nicamente a los campos de Cusiana y Cupiagua, en el caso de
volmenes de entrada en troncal de 180 MPCD, presenta un
comportamiento de precio estable. Sin embargo, con lo establecido
en la Resolucin 119 de 2005, se estableci un precio sin sujecin a
tope mximo, si la capacidad de las instalaciones para el
tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema
Nacional de Transporte es superior a 180 MPCD.Esta misma resolucin
defini una nueva frmula para la determinacin de los precios mximos
en boca de pozo de los campos de La Guajira y Opn, pero tambin
determin precios libres sin sujecin a topes mximos bajo el rgimen
de libertad vigilada, para el resto de campos de
produccin.COMPORTAMIENTO DE LOS PRECIOS MXIMOS EN BOCA DE POZO
Mantener la seal de precios controlados para el gas de la
Guajira podra limitar el emprendimiento de nuevas actividades
exploratorias en la zona que resulten en el descubrimiento de
nuevos campos de gas natural con precio libre segn la regulacin
vigente, debido a que stos se veran obligados a competir con el
campo Guajira de precio regulado.Debe anotarse que los costos de
desarrollo de los nuevos campos seguramente sern superiores a los
actuales costos de produccin de gas Guajira, debido a que stos se
encontraran igualmente mar adentro, lo cual implicara inversiones
adicionales para su puesta en produccin.Bajo esta consideracin ser
necesario buscar mecanismos que se constituyan en alternativas de
largo plazo para que nuevos descubrimientos puedan desarrollarse
comercialmente, y adicionalmente se elimina la incertidumbre de que
por la va de nuevas disposiciones regulatorias se posponga
indefinidamente la aplicacin del esquema de liberacin de
precios.REGULACIN DE LOS PRECIOS DE TRANSPORTEPara la determinacin
de los cargos de transporte se han utilizado las siguientes
metodologas: i) primer perodo tarifario (Res. 057 de 1996): se
adopt una sistema de costos por distancia, para el caso de los
gasoductos del interior, referenciado a un cierto nodo con respecto
del cual se asuma como nodo de transacciones entre productores y
compradores, para lo cual se definieron cargos de accesos y salida;
para el gasoducto de la Costa se tena definido un esquema
estampilla, y ii) segundo perodo tarifario ( Res. 001 de 2000):
tarifas de transporte por sistema, con base en el costo medio de
largo plazo que se fija en funcin de la firmeza de los contratos,
tomado como base la valoracin de los activos y los costos
eficientes de AOM.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. Dichos cargos de paso remuneran los
siguientes conceptos: cargos mximos fijos y variables por distancia
para remunerar la inversin, cargo fijo para remunerar los gastos de
AOM (ADMINISTRACION, OPERACIN Y MANTENIMIENTO) y dos tarifas
estampilla que tienen por objeto remunerar parte de la inversin en
el sistema de gasoductos troncales y ramales.La caracterstica de
esta metodologa de determinacin de los cargos de transporte est en
la seal de distancia, la cual se aproxima a lo que ocurrira en un
mercado de competencia donde las tarifas reflejan los costos de
prestacin de los servicios. La consecuencia de esta situacin es que
el gas cuesta ms a medida que los centros de demanda estn
localizados a distancias mayores de los campos de produccin como
ocurre con los mercados de Bogot, Medelln y en particular el
Occidente.Esta metodologa flexibiliz la contratacin del transporte
al introducir el concepto de las parejas de cargos, la cual permite
que el cliente proponga la combinacin de cargo fijo y variable que
ms se ajusta a su curva de carga. Debe anotarse que cada pareja de
cargos debera ser indiferente para el transportador por cuanto, si
bien el nivel de riesgos cambia de una pareja a la otra, ste se ve
compensado por la tarifa, la cual se incrementa a medida que se
tiene una pareja de cargos con una componente variable mayor en
porcentaje.Sin embargo, podra eventualmente configurarse una
facultad discrecional de un transportador el aceptar o no
propuestas de parejas de cargos, por ejemplo 0% Fijo y 100%
Variable para aquellos consumos con menor probabilidad de
ocurrencia o con una curva de carga baja. En esencia, un remitente
debe ser autnomo en la decisin respecto a la pareja de cargos que
desea aplicar al contrato, con base en el criterio de que el
transportador debe ser neutral frente a la gama de parejas de
cargos que la norma pone a consideracin de los agentes para la
celebracin de los contratos de transporte.De acuerdo con la
estructura tarifaria definida en la Resolucin CREG 011 de 2003, en
el costo de transporte se deben incluir tambin los pagos por
conceptos de impuesto de transporte y otras contribuciones
relativas al mismo. Al respecto se tienen los siguientes: Impuesto
de Transporte y Fondo Especial Cuota de Fomento.La expansin del
sistema de transporte de gas est basada en el esquema de contratos
o contract carriage mientras que el del sistema elctrico se
fundamenta en el concepto de common carriage o transportador comn,
donde la expansin se planifica centralmente y el servicio de
transporte se paga mediante una tarifa tipo estampilla. Tal
situacin implica que la expansin del sistema de transporte de gas
natural se desarrollar cuando los contratos le brinden las garantas
necesarias al transportador de contar con la masa crtica de volumen
que justifique las ampliaciones, de tal manera que entren en
servicio cuando el balance de la oferta y demanda de gas lo
requiera.Adems, el modelo tarifario que se defina para ser aplicado
con posterioridad a 2007, debe ser tal que permita el intercambio
de gas entre los Sistemas del Norte y del Sur de tal manera que sea
posible apoyar nuevos negocios en ambos sistemas, en particular
teniendo en cuenta que los nuevos desarrollos del sector de gas
pueden estar orientados a los negocios de exportacin o de
GTL.REGULACIN DE DISTRIBUCIN Y COMERCIALIZACINLa poltica
regulatoria que entr en vigencia con la Resolucin 057 de 1996,
estableci un cargo mximo por distribuidor, el cual reflejaba todos
los costos en que ste incurre en la prestacin del servicio,
incluyendo los costos de comercializacin. Por tratarse de tarifas
mximas, el Distribuidor poda modificar la tarifa de distribucin
hacia abajo en el momento que algn otro comercializador quisiera
atender un usuario no regulado, an por debajo de los costos
econmicos de prestacin del servicio.La nueva regulacin que entr en
vigencia mediante la Resolucin 011 de 2003, estableci una
metodologa que permite al distribuidor estructurar tarifas
diferenciales por rangos de consumo de tal manera que los ingresos
totales no superen los que corresponden al cargo promedio de
distribucin y se basa en la aplicacin de los llamados cargos por
uso de los sistemas de distribucin con fundamento en los siguientes
principios generales: i) los usuarios pagarn un nico cargo por el
uso de cada sistema, ii) se remunerar la infraestructura necesaria
para llevar el suministro desde el punto de salida del Sistema
Nacional de Transporte hasta el punto de entrega al usuario y iii)
el cargo por uso deber ser el mismo independientemente del
Comercializador que lo atienda. Considera tambin la inversin en
expansin para los siguientes cinco aos.El marco regulatorio de la
distribucin de gas natural de igual forma contempla criterios de
eficiencia estableciendo ajustes entre la longitud total del
sistema de distribucin y el nmero de usuarios, as como ajuste en
costos de nuevas inversiones por medio de la definicin de los
costos eficientes de las Unidades Constructivas.En lo que respecta
a la Comercializacin del Gas Natural, la Resolucin 057 de 1996
estableci un cargo nico para todos los mercados o agentes, el cual
estaba fijado en $3/m3 desde noviembre de 1995, ajustndolo
anualmente con el ndice de precios al consumidor - IPC. Esta tarifa
no permita la incursin de otros comercializadores por cuanto el
Distribuidor de una zona compite con el cargo de distribucin cuyo
efecto final en la tarifa es muy superior al cargo de
comercializacin.Con la Resolucin 011 de 2003 los comercializadores
tienen oportunidad de competir por el mercado no regulado, ya que
las tarifas de distribucin actuales son nicas para cada mercado, y
las tarifas de comercializacin son mximas, lo cual permite competir
con eficiencias en la compra del gas, la negociacin del servicio de
transporte y la eficiencia en la prestacin del servicio,
permitiendo as cobrar un cargo por comercializacin acorde con los
servicios prestados.En general esta metodologa, como se mencion
anteriormente, le permite al distribuidor establecer tarifas por
volumen, lo que dificulta an ms los procesos de competencia por
cuanto el distribuidor puede establecer para su propio mercado la
canasta de tarifas que ms le convenga a sus intereses y que adems
le permita neutralizar la incursin de comercializadores
independientes.De otra parte, esta metodologa puede prestarse para
que los usuarios regulados terminen apalancando a los no regulados,
por dos consideraciones a saber: i) la discriminacin tarifaria por
volumen autorizada explcitamente en la Resolucin 011 de 2003 y ii)
carencia de informacin de los usuarios sobre las prcticas
comerciales de los distribuidores y en particular sobre las escalas
de tarifas con respecto a volumen.Esta situacin constituye una
barrera de acceso para el ingreso de un comercializador externo por
la restriccin de informacin, salvo en aquellos casos de usuarios no
regulados que pueden conectarse directamente al sistema de
transporte haciendo bypass a la red de distribucin.De otra parte,
un anlisis efectuado ha mostrado una considerable amplitud de las
tarifas de distribucin para cubrir los costos totales a una tasa de
rentabilidad adecuada. Tal holgura proviene del hecho que las
empresas presentan a los fines del clculo de las tarifas, cifras de
planes de inversin quinquenal que implican costos marginales
superiores a los medios. En este contexto, la regulacin debera
tender a vincular los cargos con inversiones reales.DETERMINACION
PRECIO INTERNACIONALEl precio del crudo en el mercado internacional
est influenciado, entre otras, por tres caractersticas principales:
densidad, contenido de azufre y el rendimiento de productos durante
la refinacin. Segn el Instituto Americano de Petrleo, la densidad
se clasifica de la siguiente forma: Tipo de crudo Grados API
Livianos o ligeros Mas de 34 grados
Medianos De 28 a 34 grados
Pesados Menos de 28 grados
Petrleo nacional
Mezcla Xan/Cobn (crudo pesado) 15.33 grados
En cuanto al contenido de azufre, ste se mide en porcentaje,
clasificndose de la siguiente manera: Tipo de crudo Porcentaje de
azufre
Dulces Menor o igual a 1%
Amargos Mayores de 1%
Petrleo nacional
Mezcla Xan/Cobn (crudo pesado) 6.28%
La combinacin de estas caractersticas de calidad incide
directamente en el rendimiento de la produccin de derivados. Por
ejemplo, los crudos pesados producen menos gasolinas pero ms
asfalto y otros residuales. Los ligeros son altamente eficientes
por su alto rendimiento en gasolinas y naftas. Los crudos mejor
cotizados son los livianos. Tipo de Crudo* API %S Precio
(US$/BBL)
Brent (Mar del Norte) 38.5 0.4 108.79
WTI (EE.UU.) 39.0 0.32 97.93
Maya (Mxico) 22.3 3.38 97.39
Mars (EE.UU.) 28.9 20.5 102.29
Xan/Cobn (Guatemala) 15.33 6.28 92.85
EL HENRY HUBTal como se dijo anteriormente, en mercados
competitivos como EEUU se utilizan precios directores, como es el
caso del precio Henry Hub.El Henry Hub es el mercadospoty de
futuros de gas natural ms grande de los Estados Unidos. Muchos
intermediarios de gas natural tambin emplean el Henry Hub como su
punto de entrega fsica del contrato o su precio de comparacin para
sus transaccionesspotde gas natural.Este Hub interconecta nueve
gasoductos interestatales y cuatro interestatales. En conjunto,
estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del
Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El gasoducto
Sabine est conectado a 13 gasoductos ms de fuera del Henry Hub.
Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones
de metros cbicos/da a travs del Henry Hub (capacidad mxima en
condiciones ptimas).El preciospotdel Henry Huby el precio en la
boca del pozo refleja las condiciones de suministro y demanda para
dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este
preciospotse refiere a las transacciones para entregas a realizar
al da siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de
Henry y est medido aguas abajo del pozo, despus de que los lquidos
del gas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha
sido incurrido. (Los lquidos de gas natural son esencialmente los
hidrocarburos que se pueden extraer en forma lquida del gas natural
tal como se produce, tpicamente etano, GLP y pentanos, aunque habr
tambin algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en
la boca del pozo incluye el valor de los lquidos del gas natural y
se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados
Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de
cualquier duracin.
