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Desarrollo del Marco Normativo de la Industria Gasífera en Perú Janinne Delgado Silva (Perú)1
A mi hijo Gonzalo
INTRODUCCIÓN El presente artículo tiene como objetivo darle al lector una aproximación al
marco regulatorio de la industria del gas natural en el Perú, el cual
inicialmente se diseño con el objetivo de hacer viable el Proyecto Camisea
dado la envergadura que el mismo representaba en esos momentos para
el país.
En la primera parte del artículo se ha realizado una descripción de las
diversas actividades gasíferas que se han desarrollado y que se proyectan
desarrollar en el Perú; para, luego, en la segunda parte, detallar los
ingresos que se han percibido por parte del fisco como consecuencia de la
explotación del gas natural proveniente de Camisea (regalías) y la
aplicación de tributos (impuesto a la renta) a dichas actividades.
En la tercera y cuarta parte del artículo se identifican a cada uno de los
agentes que operan en las diversas fases de la industria del gas natural,
para luego entrar a identificar los roles que ejercen las diversas entidades
públicas vinculadas al sub sector Hidrocarburos.
Habiendo descrito todo ello, en la quinta parte, se hace una breve
descripción del escenario económico y político que el Perú vivió en la
década de los 90 y que llevo al gobierno a dictar una serie de reformas de
orden económico, que se tradujeron en reformas del ordenamiento jurídico
vigente en ese entonces; es aquí donde se describe el marco normativo
que dio sustento al desarrollo regulatorio inicial y complementario que rige
la industria del gas natural en el Perú. Finalmente y con el objetivo de
analizar el esquema regulatorio adoptado inicialmente para la industria del
gas natural en el país, se propone abordar el modelo de regulación clásico
y el modelo de regulación para la competencia, identificándose los rasgos
de uno y otro modelo presentes en el marco regulatorio peruano.
1 Las opiniones vertidas en el presente artículo son de índole estrictamente personal y no comprometen a la institución en la cual labora.
1
1. DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES GASÍFERAS DESARROLLADAS EN EL PERÚ
1.1. Antes del Proyecto Camisea Previo a la explotación de los yacimientos ubicados en Camisea
(Selva Sur del Perú), las actividades de gas natural se desarrollaron
en los yacimientos de la zona norte y de la Selva Central (Aguaytia)
del Perú, siendo que su desarrollo se circunscribió al ámbito local,
ello debido a: la escasa cantidad de reservas probadas; la lejanía de
los yacimientos a los centros de consumo; la poca demanda; y, la
falta de difusión y promoción de esta industria.
1.2. El Proyecto Camisea
Es recién con el descubrimiento de los yacimientos ubicados en
Camisea, localizados en el distrito de Echarate, Provincia de la
Convención, departamento de Cuzco, que el gobierno peruano
visualizó la oportunidad de desarrollar la industria del gas natural
más allá del ámbito local. Es así que inicialmente se planteó
impulsar el consumo del gas natural en el departamento de Lima y
en la Provincia Constitucional del Callao y, posteriormente, se vio
la oportunidad de dar las condiciones para que se instale en el
Perú la primera planta de licuefacción de gas natural y permitir así
la exportación de este hidrocarburo.
Sin embargo, no se puede dejar de mencionar que de éstos
yacimientos, además del gas natural, se extrae líquidos de gas
natural, lo cual ha permitido que el Perú incremente
sustancialmente sus niveles de producción de hidrocarburos
líquidos tales como el gas licuado de petróleo, las gasolinas y los
residuales.
Dicho esto, es de interés realizar una breve y sencilla descripción
del Proyecto Camisea a fin de establecer que actividades abarca y
que infraestructura se ha desarrollado como consecuencia de las
mismas, para luego referir cuales son los proyectos futuros que se
2
están gestando en su entorno, dado que a la fecha se viene
impulsando la construcción de ductos regionales que permitan que
el gas natural llegue de forma descentralizada a diversas zonas
del país, así como el desarrollo de polos petroquímicos.
Así tenemos que el Proyecto Camisea comprende la explotación de
los Lotes 88 (Yacimientos de San Martin y Cashiriari) y 56
(Yacimiento de Pagoreni), los cuales contienen yacimientos de gas
natural húmedo no asociado con un alto contenido de condensados.
Las reservas de gas natural (GN) y líquidos de gas natural (LGN) de
ambos lotes, según lo reportado por el Ministerio de Energía y Minas
de Perú en el Libro de Reservas de Hidrocarburos del 2010, tiene la
siguiente conformación:
Reservas de GN y LGN
Probadas Probables Posibles Lote 88
GN (BCF) 8,592.0 3.532.6 6,568.0 LGN (MSTB) 437.640 214.300 399.738
Lote 56
GN (BCF) 2,349.9 1,231.8 320.8 LGN (MSTB) 168.483 92.905 24.300
Inicialmente el Proyecto Camisea contemplo la explotación de los
yacimientos de San Martin y Cashiriari, ubicados en el Lote 88, los
cuales dadas sus características tenían como finalidad extraer el
gas natural para obtener líquidos de gas natural y gas natural
seco. Contemplando para ello suscripción de los siguientes
contratos: Contrato de Licencia para la explotación del Lote 88;
Contrato de Concesión de Transporte de Gas Natural por ductos
de Camisea al City Gate; Contrato de Concesión de Transporte de
Líquidos de Gas Natural por ductos de Camisea a la Costa; y,
Contrato de Concesión de la Distribución de Gas Natural por Red
de Ductos en Lima y Callao.
3
Ello implicó la construcción de infraestructuras para la explotación,
procesamiento, transporte y distribución de gas natural, con el
objetivo de que el referido producto llegue a la costa peruana
(entendido entonces como el punto máximo de demanda de gas
natural), y que los productos obtenidos de los líquidos de gas natural
sean procesados en la costa, para posteriormente ser
comercializados en el mercado nacional e internacional.
Contemplando para ello la siguiente infraestructura:
Infraestructura de Gas Natural
Explotación Producción
Procesamiento
• Pozos de extracción y de reinyección en los yacimientos de San Martin y
Cashiriari en el Lote 88.
• Planta de Separación de Gas en Malvinas, donde se efectúa la
separación primaria dividiendo los condesados y el agua del gas natural,
posteriormente, en la planta criogénica se separan los hidrocarburos
líquidos restantes del gas, quitando previamente las impurezas y luego
procediendo a dividir los condesados y el agua del gas natural.
Capacidad: 440 millones de pies cúbicos día (en adelante MMPCD).
• Planta de Fraccionamiento de Pisco, aquí de los líquidos del gas natural
se obtienen productos como gasolinas, diesel, residuales, GLP y
kerosene. Dichos productos pueden ser almacenados y comercializados
localmente o exportados a través de buques. Capacidad: 50 mil barriles
por día (en adelante MBPD).
Transporte • Sistema de Transporte por Ductos para el transporte del gas natural, con
una longitud de aproximadamente 710 km, que va desde la Planta de
Separación de Gas en Malvinas (Camisea) hasta el City Gate en Lurín
(Lima). Capacidad: 450 MMPCD.
• Sistema de Transporte por Ductos para los hidrocarburos líquidos de
aproximadamente 540 km de longitud, que va desde la Planta de
Separación de Gas (Malvinas) hasta la Planta de Fraccionamiento de
Pisco (Ica). Capacidad: 50 MBPD.
Distribución • Sistema de Distribución de Lima y Callao, el cual recibe el gas natural seco
en el City Gate para luego transportarlo a través de una red principal de
alta presión y de redes adicionales de media y baja presión por la ciudad
de Lima, hasta llegar a la Central Térmica de Ventanilla en la Provincia
Constitucional del Callao. A través de esta red se suministra gas natural a
consumidores residenciales, comerciales e industriales en Lima y Callao,
siendo los principales consumidores los generadores eléctricos.
Capacidad: 255 MMPCD.
4
Luego de ello, el Proyecto Camisea en su segunda etapa
contempló, también, la explotación del yacimiento Pagoreni
ubicado en el Lote 56, ello con la finalidad de dar inicio a la
exportación del gas natural e incrementar la capacidad de
procesamiento de LGN en Pisco y del GN disponible en la Costa,
lo cual comprende:
Ampliación de la Infraestructura de Gas Natural
Explotación Producción
Procesamiento
• Pozos de extracción y de reinyección en el yacimiento de Pagoreni en el
Lote 56.
• Primera ampliación de la Planta de Separación de Gas en Malvinas de
440 MMPCD a 1160 MMPCD.
• Construcción de una Planta de Licuefacción y un terminal marítimo en
Pampa Melchorita. Capacidad de Procesamiento: 625 MMPCD.
• Primera ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco de 50
MBPD a 85 MBPD.
Transporte • Ampliación del Sistema de Transporte por Ductos para el transporte del
gas natural de 450 MMPCD a 530 MMPCD.
• Construcción de un ducto principal de 407 km (desde el kp 161 del
Sistema de Transporte de Gas Natural en Chiquintirca hasta la Costa)
que transporta el gas natural seco desde el Sistema de Transporte hasta
la Planta de Licuefacción en Melchorita.
• Ampliación de la capacidad del Sistema de Transporte por Ductos para
los hidrocarburos líquidos de 50 MBPD a 88 MBPD (con la misma
infraestructura).
Para la realización de ello se suscribieron los siguientes
documentos: Contrato de Licencia del Lote 56; y, Convenio de
Inversión para la Instalación, Operación y Mantenimiento de la
Planta de Procesamiento de Gas Natural.
Esta Planta de Licuefacción es la primera en construirse en
Sudamérica y se encuentra ubicada en Pampa Melchorita a 169
km al sur de Lima, aquí se recibe el gas natural seco el cual es
sometido a un proceso de licuefacción que implica enfriar el gas
natural a menos 163º C, logrando con ello convertirlo a estado
5
líquido y reducir su volumen en 600 veces, lo que hace viable su
almacenamiento y posterior embarque a través de buques
metaneros.
Además, debe destacarse el hecho que del total de la producción
del gas natural del Perú, actualmente más del 90% proviene del
Proyecto Camisea, específicamente de la explotación de los Lotes
88 y 56; y en el caso de la producción de los hidrocarburos
líquidos a nivel nacional, también es importante la participación del
Consorcio Camisea, quien tiene a su cargo más del 50% de ésta.
1.3. Nuevos Proyectos
Como consecuencia del incremento de la demanda de gas natural
por parte, principalmente, de los generadores eléctricos y de los
consumidores industriales de Lima y, del clamor de las diversas
áreas del país para que el suministro del gas natural se
descentralice a las otras regiones, así como del interés que se ha
despertado por desarrollar la industria petroquímica; se vio la
necesidad de ampliar parte de la infraestructura existente y,
adicionalmente, dar las respectivas autorizaciones para que nuevas
instalaciones fuesen construidas.
En dicha línea el Gobierno Peruano ha otorgado una concesión para
que se construya un sistema de distribución de gas natural por red
de ductos en el departamento de Ica (al sur de Lima), el mismo que
a la fecha se encuentra en plena ejecución y, además, se tiene
previsto la construcción del Sistema de Transporte que permitirá
llevar el gas natural a la región sur del Perú (Camisea-Cusco-Puno-
Arequipa-Moquegua-Ilo-Mollendo-Tacna), encontrándose a la fecha
en estudio la posibilidad de otorgar una concesión para tender por
esa misma ruta un poliducto que permita transportar líquidos de gas
natural.
Entre las inversiones proyectadas no se puede dejar de mencionar
la relevancia que está cobrando el desarrollo de los polos
6
petroquímicos en el Perú, así tenemos que en Marcona y Pisco se
tiene previsto la construcción de Plantas Petroquímicas cuyos
productos no sólo serán comercializados localmente sino que el
desarrollo de esta industria permitirá la exportación de productos
como fertilizantes y explosivos; además, se viene estudiando la
factibilidad de instalar un complejo petroquímico en Ilo.
Todo este boom de las diversas actividades que se pueden generar
en torno al gas natural va de la mano con el desarrollo de nuevos
pozos y explotación de nuevos lotes2; el incremento en la capacidad
de procesamiento de la Planta de Malvinas y de la Planta de Pisco;
y, con la ampliación de la infraestructura de transporte y distribución
del gas natural y de los líquidos del gas natural. A continuación
realizaremos una breve descripción de los proyectos que se están
desarrollando recientemente en el Perú:
Proyectos de Gas Natural
Exploración Explotación Producción Procesamiento
• Ampliación del Programa de Perforación de Desarrollo en el Lote 56.
• Prospección sísmica 2D-3D, perforación de 23 pozos exploratorios y
desarrollo del área Sur de Campo Kintoreni, en el Lote 57.
• Segunda Ampliación Planta de Separación de Malvinas de 1160
MMPCD a 1680 MMPCD
• Segunda Ampliación Planta de Fraccionamiento LGN-Pisco de 85
MBPD a 120 MBPD.
Transporte • Sistema de Transporte de Gas Natural por ductos de Camisea al Sur
del Perú-Gasoducto Andino del Sur. Capacidad: 400 MMPCD.
• Ampliación del Sistema de Transporte por Ductos para el transporte del
gas natural de 530 MMPCD a 650 MMPCD.
• Ampliación de la capacidad del Sistema de Transporte por Ductos para
los hidrocarburos líquidos de 88 MBPD a 100 MBPD (con la misma
infraestructura).
Distribución • Ampliación del Sistema de Distribución de Gas Natural por Redes en
Lima y Callao de 255 MMPCD a 420 MMPCD.
• Sistema de Distribución de Gas Natural por Redes en el Departamento
de Ica. Capacidad de Distribución: 400 MMPCD
Petroquímica • Complejo Petroquímico en Pisco (amoniaco y nitrato de amonio)
• Complejo Petroquímico en San Juan de Marcona (amoniaco y uria)
• Complejo Petroquímico en Ilo (etileno)
2 Además de los Lotes 88 y 56, se tiene previsto comenzar la explotación de los Lotes 57 y 58.
7
1.4. Instalaciones que conforman el Proyecto Camisea
En resumen las instalaciones actuales y las que se proyectan construir en
el marco del Proyecto Camisea son las siguientes:
PROYECTO CAMISEA
CAMISEA I CAMISEA II CAMISEA III
Exploración Explotación Producción
Lote 88 (San Martin y Cashiriari)
Planta de Separación de Malvinas. Cap: 440MMPCD Planta de Fraccionamiento
de Pisco. Cap: 50 MBPD
Lote 56 (Pagoreni)Ampliación de la Planta de Sepación de Malvinas. Cap:
1160 MMPCD Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Pisco.
Cap: 85 MBPD Planta de Licuefacción en
Pampa Melchorita. Cap: 625 MMPCD
Ampliación de perforación en Lote 56.
Lote 57 (Kinteroni) Ampliación de Planta de
Separación de Malvinas. Cap: 1680 MMPCD
Ampliación de Planta de Fraccionamiento de Pisco. Cap:
120 MBPD
Transporte Sistema de Transporte de GN. Long:710 km. Cap: 450
MMPCD Sistema de Transporte de LGN. Long: 540 km. Cap:
50 MBPD
Ampliación del Sistema de Transporte de GN. Cap: 530
MMPCD Ampliación del Sistema de Transporte de LGN. Cap: 88
MBPD Ducto Principal de PLNG. Long: 407 km. Cap: 625
MMPC
Ampliación del Sistema de Transporte de GN. Cap: 650
MMPCD Ampliación del Sistema de
Transporte de LGN. Cap: 100 MBPD
Sistema de Transporte de GN , Gasoducto Andino del Sur. Long:
1030 km. Cap: 400MMPCD
Distribución Sistema de Distribución de Lima y Callao. Long: 80 km.
Cap: 255 MMPCD
Ampliación del Sistema de Distribución de Lima y Callao.
Cap: 420 MMPCD Sistema de Distribución de GN de
Ica. Cap: 400 MMPCD
Petroquímica Complejo Petroquímico en Pisco (amoniaco y nitrato de amonio) Complejo Petroquímico en San Juan de Marcona (amoniaco y
uria) Complejo Petroquímico en Ilo
(etileno)
8
A continuación adjuntamos dos mapas donde se pueden apreciar gráficamente
las instalaciones actuales y las futuras:
Instalaciones actuales
Fuente: OSINERGMIN
Instalaciones Futuras
Fuente: OSINERGMIN
9
2. INGRESOS FISCALES OBTENIDOS POR EL GOBIERNO PERUANO Como consecuencia del desarrollo de las actividades desarrolladas en
torno al Proyecto Camisea, se ha obtenido ingresos fiscales significativos
por concepto de Regalías3 y del Impuesto a la Renta4.
Sobre este particular cabe señalar que las regalías que se perciben en el
marco del proyecto Camisea son pagadas por la empresa Pluspetrol Perú
Corporation, en su calidad de contratista de los Contratos de Licencia de
los Lote 88 y 56, y se efectúa en función a la producción fiscalizada de los
hidrocarburos provenientes del área del contrato.
Éstos ingresos recaudados por el Gobierno Central, son distribuidos,
también, entre los Gobiernos Regionales y los Gobiernos Locales de la
circunscripción donde está ubicado geográficamente el recurso natural5, a
través del canon6 gasífero7; el cual está compuesto por el 50% del
Impuesto a la Renta obtenido por el Estado de las empresas que realizan
explotación del gas natural y el 50% de las Regalías provenientes de los
Contratos de Licencia.
3 Regalía: es la contraprestación en efectivo que recibe el Estado Peruano a cambio de los hidrocarburos que el Productor extrae de un determinado Lote, en el marco de un contrato de licencia. La paga se calcula en función de la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos y de acuerdo con los mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato. La regalía se consagra como tal en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, y en cada Contrato de Licencia se establece la metodología de cálculo. 4 Impuesto a la Renta: grava las rentas que provengan del capital, del trabajo y de la aplicación conjunta de ambos factores, entendiéndose como tales a aquéllas que provengan de una fuente durable y susceptible de generar ingresos periódicos. Entre las rentas de fuente peruana se encuentra la de Tercera categoría, la cual se deriva de las actividades comerciales, industriales, servicios o negocios, como es el caso de las actividades de Hidrocarburos.
Según la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, los Contratistas estarán sujetos al régimen tributario común del Impuesto a la Renta, a las normas específicas que en esta Ley se establecen y se regirán por el régimen aplicable vigente al momento de la celebración del Contrato. En los contratos se especificará en forma referencial o expresa a criterio de las partes, el régimen vigente aplicable.
5 Circunscripción donde se exploten o utilicen los recursos naturales. 6 Canon: es la participación de la que gozan los gobiernos regionales y locales del total de los ingresos y
rentas obtenidos por el Estado por la explotación económica, en este caso, de los Hidrocarburos.
7 Ley del Canon, Ley N° 27506 y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 005-2002-EF.
10
El otro 50% de las Regalías es destinado al Fondo de Camisea, al Fondo
de Defensa Nacional, al fortalecimiento de instituciones públicas (Perupetro
S.A., Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin) y el saldo va a las arcas
del tesoro público; y, el otro 50% del Impuesto a la Renta va al Gobierno
Central.
Es decir que tanto el Gobierno Central, como los Gobiernos Regionales y
Locales se benefician de una participación efectiva de los ingresos y
rentas obtenidas por Estado por la explotación económica de los
yacimientos ubicados en los Lotes 88 y 56. Respecto de ello, resulta
relevante destacar que desde el inicio del proyecto, en el año 2004,
hasta el año 2010, el Consorcio Camisea ha entregado al Gobierno
Peruano por concepto de regalías un monto acumulado de 2,483.7
millones de dólares.
Es así que los aportes al fisco, por concepto de regalías e impuesto a la
renta, y la transferencia de dichos recursos para el desarrollo social en el
caso del Proyecto Camisea se ha venido dando conforme se detalla en el
cuadro adjunto.
RREEGGAALLÍÍAASS
IIMMPPUUEESSTTOO AA LLAA RREENNTTAA
CCAANNOONN
GGoobbiieerrnnoo RReeggiioonnaall ddee CCuuzzccoo
GGoobbiieerrnnoo MMuunniicciippaall ddee EEcchhaarraattee
OOttrrooss GGoobbiieerrnnooss LLooccaalleess ddee CCuuzzccoo
TTeessoorroo PPúúbblliiccoo
PPeerruuppeettrroo MMiinneemm
OOssiinneerrggmmiinn
FFoonnddoo CCaammiisseeaa
GGoobbiieerrnnooss LLooccaalleess ddee llooss
ddeeppaarrttaammeennttooss aa lloollaarrggoo ddeell DDuuccttoo
50%
27 5 %
GGoobbiieerrnnooss LLooccaalleess ddee UUccaayyaallii
50%
TTeessoorroo PPúúbblliiccoo
11
3. AGENTES DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL Luego de haber descrito que actividades de la industria del gas natural se
han desarrollado en torno a los principales yacimientos gasíferos de Perú y
los ingresos fiscales que las mismas han aportado al fisco, procederemos a
describir a los agentes que desarrollan las mismas, así tenemos:
3.1. EXPLORACIÓN-EXPLOTACIÓN-PROCESAMIENTO
• Productor: es el titular de un contrato de licencia o de servicios8
que lo autoriza a realizar las actividades de exploración-explotación
de hidrocarburos; y, a su vez, produce gas natural, y/o líquidos del
gas natural para obtener productos como gasolinas, diesel,
residuales, GLP y kerosene.
• Titular de Plantas de Procesamiento de Gas Natural Licuefactado o de Plantas Petroquímicas: es el titular de una
instalación donde se utiliza como insumo es el gas natural y luego
de procesarlo obtienen un producto distinto como el gas natural
licuefactado o un producto petroquímico como el fertilizante, la urea,
etc.
3.2. TRANSPORTE
• Concesionario de Transporte: es el titular de un contrato de
concesión para brindar a terceros el servicio de transporte de
hidrocarburos por ductos.
• Titular de otros ductos: es el titular de un Ducto Principal9, un
Sistema de Recolección e Inyección10, o un Ducto para Uso
8 Conforme la Ley Orgánica de Hidrocarburos del Perú, existen las siguientes formas de contratación para realizar actividades de exploración y/o explotación de Hidrocarburos, que son: a) Contrato de Licencia, es el celebrado por PERUPETRO S.A. , con el Contratista y por el cual éste obtiene la autorización de explorar y explotar o explotar Hidrocarburos en el área de Contrato; en mérito del cual PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos al Contratista, quien debe pagar una regalía al Estado; b) Contrato de Servicios, es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el Contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos en el área de Contrato, recibiendo el Contratista una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos; y, c) Otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas. 9 Conjunto de tuberías, equipos e instalaciones destinados a transportar Hidrocarburos, construido en cumplimiento de obligaciones contraídas por el Contratista según contrato celebrado conforme al Artículo 10 de la Ley y destinado a transportar Hidrocarburos producidos bajo dicho contrato.
12
Propio11; y se encuentra impedido de brindar el servicio de
transporte de hidrocarburos a terceros.
3.3. DISTRIBUCIÓN
• Concesionario de Distribución: es el titular de un contrato de
concesión para brindar el servicio público de distribución de gas
natural. Sus clientes son: generadores, industriales, comerciales,
residenciales y estaciones de Gas Natural Vehicular (en adelante
GNV).
3.4. COMERCIALIZACIÓN
En el presente artículo no se pretende evaluar la regulación en
temas de comercialización de gas natural en sus diversas
modalidades (GNV, GNC y GNL); sin embargo, a fin de comprender
los alcances de las diversas actividades desarrolladas en la industria
del gas natural en Perú, se ha considerado oportuno hacer una
breve descripción de los agentes que operan en esta parte de la
cadena. Así tenemos:
• Titular de Estaciones de GNV: es el titular de un bien inmueble
donde se vende al público GNV para uso automotor a través de
dispensadores, pudiéndose brindar otros servicios como la venta de
lubricantes, filtros, baterías, llantas, etc.
• Agentes de GNC: titular autorizado a realizar las actividades de
GNC en Estaciones de Compresión, Estaciones de Carga de GNC,
Estaciones de Descompresión y/o Unidades de Trasvase. Estas
actividades incluyen la adquisición, recepción y compresión de Gas
Natural, la Carga en Módulos Contenedores o de Almacenamiento,
así como su transporte y Descarga en alta o baja presión de
acuerdo a los requerimientos de los Usuarios.
10 Conjunto de tuberías, equipos e instalaciones usados por el Contratista de un contrato de explotación para recolectar y transportar los Hidrocarburos producidos por el mismo hasta el Punto de Recepción o el punto de fiscalización; o para fines de inyección de gas, de agua o cualquier otro fluido a los yacimientos. 11 Aquel utilizado para transportar Hidrocarburos de propiedad del titular del Ducto, entre dos Instalaciones de Hidrocarburos sobre las cuales tenga la condición de Operador.
13
• Consumidor Directo (CD) de GNC: Persona que adquiere GNC a
un Agente Habilitado en GNC, para uso propio y exclusivo en sus
actividades y que cuenta con instalaciones autorizadas, tales como
Estación de Descompresión, Unidad de Trasvase de GNC; no
encontrándose autorizado a Comercializar GNC.
• Agentes de GNL: titular autorizado a realizar actividades de
comercialización de GNL y es responsable por la operación de las
Plantas de Licuefacción, Estaciones de Regasificación, Estaciones
de Recepción de GNL y Unidades Móviles de GNC-GNL. Estas
actividades incluyen la adquisición, recepción y licuefacción de Gas
Natural, la Carga, almacenamiento, así como su transporte y
Descarga en alta o baja presión de acuerdo a los requerimientos de
los Usuarios.
• Consumidor Directo (CD) de GNL: Persona que adquiere GNL a
un Agente Habilitado en GNL, para uso propio y exclusivo en sus
actividades y que cuenta con instalaciones autorizadas, tales como
Estación de Regasificación, Estación de Recepción de GNL y
Unidades Móviles de GNC-GNL; no encontrándose autorizado a
comercializar GNL.
• Medios de Transporte (MT) o Unidad Móvil (UM) de GNC-GNL:
tenemos a las Unidades Móviles de GNC-GNL (Vehículos
autopropulsados o no, que cuentan con facilidades de Carga,
almacenamiento, Descarga de GNL, que permiten el suministro de
GNC mediante el bombeo y regasificación de GNL); los Vehículos
Transportadores de GNC (utilizado para el transporte de GNC en
Módulos Contenedores o de Almacenamiento); y los Vehículos
Transportadores de GNL (utilizado para el transporte de GNL).
Así tenemos que los agentes que conforman la cadena del gas natural son:
14
EEXXPPLLOORRAACCIIÓÓNN‐‐EEXXPPLLOOTTAACCIIÓÓNN‐‐PPRROOCCEESSAAMMIIEENNTTOOProductor
TTRRAANNSSPPOORRTTEE Concesionario de Transporte Titular de Ducto de Uso Propio
4. ROL DE LAS ENTIDADES ESTATALES El gobierno ha procurado establecer mecanismos que promuevan la
inversión de los privados en este sector y faciliten el crecimiento de la
industria, pero, por otro lado, también ha tenido que implementar
políticas que busquen garantizar que dichas actividades se desarrollen
en forma segura y sustentable.
Es base a lo antes señalado se describirán las funciones que
desempeñan cada una de las entidades estatales en el sub sector
Hidrocarburos, específicamente en la industria del gas natural12. Así
tenemos:
Ministerio de Energía y Minas - MINEM: es el encargado de elaborar,
aprobar, proponer y aplicar la política del Subsector Hidrocarburos y,
por ende, es quien dicta las normas reglamentarias pertinentes para
cada una de las actividades comprendidas en la industria del gas
natural.
Asimismo, es quien suscribe en nombre del Estado Peruano los
contratos de concesión de transporte de gas natural por red de ductos y
12 Para lo cual se ha tenido en consideración lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos del Perú, Ley N° 26221.
DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN Concesionario de Distribución
PPRROOCCEESSAAMMIIEENNTTOO Productor
Titular de Planta de GNL Titular de Planta Petroquímica
CCOOMMEERRCCIIAALLIIZZAACCIIÓÓNN EESS GNV
Agente GNC, CD GNC y MT o UM GNC Agente GNL, CD GNL y MT o UM GNL
UUSSUUAARRIIOOSS:: Residencial Comercial Industrial
15
los contratos de concesión para que se brinde el servicio público de
distribución de gas natural.
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERGMIN: inicialmente era el organismo encargado de supervisar
y fiscalizar el cumplimiento de las normas técnicas, de seguridad y
ambientales que regulan la industria del gas natural. Posteriormente13,
el OEFA fue quien asumió la supervisión y fiscalización de la
normatividad de carácter ambiental, manteniéndose las demás
competencias en OSINERGMIN.
Asimismo, esta entidad es quien establece las tarifas para los servicios
de transporte de gas natural por red de ductos y de distribución de gas
natural, y quien supervisa el cumplimiento de las obligaciones
contenidas en los contratos de concesión de transporte y distribución.
Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - OEFA: es el
organismo encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las
normas ambientales que regulan la industria del gas natural.
PERUPETRO S.A.: es la Empresa Estatal de Derecho Privado del
Sector Energía y Minas, encargada de promover la inversión en las
actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos; y,
adicionalmente a ello, es quien negocia, celebra y supervisa los
contratos de licencia y/o de servicios.
En el cuadro adjunto se resumen las competencias de cada una de las
entidades estatales en las diversas actividades del sub sector
Hidrocarburos:
13 A partir de enero del 2011, con la dación de la Ley N° 29325, el Decreto Supremo N° 001-2010-MINAM y las Resoluciones de Consejo Directivo del OEFA N°s. 004-2010 y 001-2011.
16
Cabe señalar que el 20 de agosto del 2011, se publico la Ley de Seguridad
y Salud en el Trabajo, Ley N° 29783, a través de la cual se le transfiere al
Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo la función de supervisar y
fiscalizar el cumplimiento de la normatividad del los sectores energía y
minas respecto de la seguridad y salud en el trabajo. En virtud a ello,
OSINERGMIN ya no tiene competencias en las citadas materias.
5. MARCO REGULATORIO
5.1. ANTECEDENTES
En el presente artículo se ha descrito las principales actividades
desarrolladas en la industria del gas natural en el Perú y, como
consecuencia de ello, también, se ha señalado los ingresos fiscales que las
mismas han aportado al tesoro público; identificándose, además, los
agentes que operan en dicha industria y el rol que cumplen en ella cada
una de las entidades del Estado.
Es en punto es necesario entender el contexto que se vivía en el Perú al
momento de emitirse la legislación que hizo viable el desarrollo del
Proyecto Camisea.
17
Conforme lo describe muy bien el profesor José I. Távara14 y la economista
Ariela Ruiz Caro15 en el Perú, durante las décadas de los 70 y 80, la
participación del Estado Peruano en la actividad económica se elevo
significativamente dado el rol de gestor de desarrollo económico que se le
había asignado, éste era concebido como el Estado Empresario y por tanto
el desarrollo del mercado dependía de él. Debe tenerse presente que fue
durante el régimen militar (1968-1975) que se incremento la participación
del Estado en la economía, por ello la mayor parte de empresas públicas
peruanas, tanto las que fueron objeto de estatización como las nuevas, se
remontan a dicha época. Es así que Ariela Ruiz Caro refiere:
“Así, entre 1970 y 1990, las empresas estatales experimentaron un fuerte
crecimiento de su participación en la economía. A fines de los 80, las compañías
públicas controlaban entre el 15% y 20% del PBI, 28% de las exportaciones y 26%
de las importaciones. El Estado tenía el monopolio de los servicios básicos como
la electricidad, los hidrocarburos y las telecomunicaciones.”
Sin embargo, en la década de los 90 el Estado entró en crisis y el sector
privado también resultó afectado, las inversiones en ambos decrecieron
notablemente, lo cual se agudizó más con la violencia terrorista que en
esos años vivía el Perú.
En este contexto, Alberto Fujimori asume la presidencia del país y en el
marco del Consenso de Washington16, puso en marcha un ambicioso
programa de privatizaciones que alteraron la estructura de la propiedad y
las reglas de juego en la economía. Así, se promulgaron una serie de
normas que tenían como finalidad promover la participación del sector
privado en la economía, incluyendo el otorgamiento de seguridades y 14 En la ponencia presentada en el Seminario “América Latina y el Asia – Pacifico frente a los desafíos políticos y socioeconómicos de la globalización. La perspectiva del Perú y Taiwan”, organizado por el Instituto de Estudios Internacionales de la PUCP. Lima, 15 y 16 de octubre del 2003. 15 En el artículo “Las Privatizaciones en Perú: un proceso de luces y sombras”, contenido en la revista Nueva Sociedad N° 207, enero-febrero de 2007. 16 El Consenso de Washington fue codificado en 1989 por John Williamson y contenía diez reformas básicas: 1) disciplina fiscal, 2) prioridad para el gasto social, 3) reforma tributaria, 4) liberalización financiera, 5) tipos de cambio unificados y competitivos, 6) liberalización del comercio exterior, 7) apertura a la inversión extranjera directa, 8) privatización de las empresas estatales, 9) desregulación, y 10) respeto a los derechos de propiedad.
18
garantías a los inversionistas y facilidades para el pago de tributos;
además, se suscribieron acuerdos de protección a la inversión extranjera y
diversos convenios que facilitaban la resolución de conflictos en caso de
controversias (arbitraje). Todo ello implico que se eliminen las
intervenciones y se liberen los mercados sujetos a control de precios y
subsidios; permitiéndose, además, que se privaticen diversas actividades
que hasta ese momento habían sido manejadas exclusivamente por el
Estado, tal es el caso de los servicios públicos y sectores calificados como
estratégicos (hidrocarburos).
Estas reformas representaron cambios profundos en los roles que hasta
ese entonces venían ejerciendo el Estado, los privados y la sociedad en
general, dado que el accionar económico ejercido hasta ese momento por
el Estado se vio reducido a un rol subsidiario, dando paso así a un rol más
protagónico del sector privado en la economía. En suma, se dio un cambio
del marco regulador de las principales actividades que impulsaban la
economía peruana, incluyendo las actividades desarrolladas en el sub
sector Hidrocarburos.
Es en este contexto que, como ya se mencionó, durante el año 1999 se
convocó a un concurso público internacional para asignar a los privados el
desarrollo de las siguientes actividades: explotación del Lote 88 (bajo un
contrato de licencia); transporte de gas natural y de líquidos de gas natural
por red de ductos (bajo contratos de concesión); y, distribución de gas
natural (bajo contrato de concesión).
5.2. MARCO REGULATORIO INICIAL Y COMPLEMENTARIO Las normas más relevantes que se dieron en el marco regulatorio inicial
como en el complementario a la industria del gas natural en el Perú fueron
las siguientes:
19
Como se menciono en el numeral precedente, durante los 90 el Gobierno
Peruano implementó una serie de reformas con el fin de contraer la
actividad empresarial del Estado a un rol meramente subsidiario17 e
incentivar la inversión privada, entre otros, en la industria del gas natural.
Para ello diseño un marco regulatorio inicial que contemplaba: el régimen
de autorizaciones por el cual los privados podían acceder a las diversas
actividades de la cadena del gas natural; los beneficios tributarios y
cambiarios, así como de estabilidad jurídica que podían obtener; las
medidas de promoción para invertir en la industria; redefinir el rol que
cumplía cada una de las diversas entidades del Estado en cada etapa de la
cadena; y, las diversas reglamentaciones técnicas, de seguridad y
ambientales que se debían cumplir al desarrollar cada actividad.
Así tenemos que en 1996, se promulgó la Ley Orgánica de Hidrocarburos,
Ley N° 26221 y, posteriormente, en el año 2005, se emitió el Texto Único
Ordenado de dicha Ley. Del referido cuerpo normativo debemos destacar
lo siguiente:
17 Conforme se reguló en la Constitución Política del Perú de 1993.
LLEEYY DDEE PPRROOMMOOCCIIÓÓNN DDEELL DDEESSAARRRROOLLLLOO DDEE LLAA IINNDDUUSSTTRRIIAA DDEE GGAASSNNAATTUURRAALL
Ley N° 27133 Reglamento aprobado por DS 040‐99‐EM
LLEEYY OORRGGÁÁNNIICCAA DDEE HHIIDDRROOCCAARRBBUURROOSS Ley N° 26221
Texto Único Ordenado aprobado por DS 042‐2005‐EM
LLEEYY DDEE PPRROOMMOOCCIIÓÓNN DDEE LLAA IINNVVEERRSSIIÓÓNN EENN PPLLAANNTTAASS DDEE PPRROOCCEESSAAMMIIEENNTTOO DDEE GGAASS NNAATTUURRAALL
Ley N° 28176 Reglamento aprobado por DS 031‐2004‐EM
LLEEYY DDEE PPRROOMMOOCCIIÓÓNN DDEELL DDEESSAARRRROOLLLLOO DDEE LLAA IINNDDUUSSTTRRIIAA PPEETTRROOQQUUÍÍMMIICCAA Ley N° 29163
Reglamento aprobado por DS 066‐2008‐EM LLEEYY DDEE PPRROOMMOOCCIIÓÓNN DDEELL DDEESSAARRRROOLLLLOO DDEE LLAA PPEETTRROOQQUUÍÍMMIICCAA BBAASSAADDAA EENN EELL EETTAANNOO YY EELL NNOODDOO EENNEERRGGÉÉTTIICCOO EENN EELL SSUURR DDEELL
PPEERRÚÚ Ley N° 29690
DDEECCRREETTOO SSUUPPRREEMMOO QQUUEE CCRREEAA LLAA TTAARRIIFFAA ÚÚNNIICCAA DDEE TTRRAANNSSPPOORRTTEE DDEE GGAASS NNAATTUURRAALL
Decreto Supremo N° 036‐2010‐EM
20
a) Estableció las funciones de las entidades públicas con competencia
en el sub sector Hidrocarburos (MINEM, OSINERGMIN y
PERUPETRO), conforme lo desarrollado en el numeral 4 del
presente artículo.
b) Estableció las modalidades contractuales para acceder a la
exploración y/o explotación de hidrocarburos: Contratos de Licencia
o Contratos de Servicios.
c) Estableció el pago de regalías al Estado como contraprestación de
extraer los hidrocarburos en el marco de un Contrato de Licencia.
d) Fijo beneficios tributarios para los licenciatarios18.
e) Dispuso que la prestación del servicio de transporte por red de
ductos y de distribución de gas natural se realizará a través de
Contratos de Concesión.
f) Calificó a la actividad de distribución de gas natural como un
servicio público.
g) Estableció que en los Reglamentos de Transporte de Hidrocarburos
por Ductos y el Reglamento de Distribución de Gas Natural19 se
regularía el régimen tarifario.
Posteriormente, para el año 1999, era necesario dar las condiciones que
permitieran que el sector privado se interese en participar en el Concurso
Público Internacional convocado por el Estado Peruano a fin de licitar el
Lote 88 y de concesionar los ductos de transporte y de distribución. Es en
este contexto que se promulgó la Ley de Promoción del Desarrollo de la
Industria del Gas Natural, Ley N° 27133, y su Reglamento aprobado por
Decreto Supremo N° 040-99-EM, dispositivos que fijaron, entre las más
destacables, las siguientes medidas:
a) Declaró de interés nacional y de necesidad pública el fomento y
desarrollo de la industria del gas natural.
18 Privados que suscriben con el Estado Peruano un Contrato de Licencia para explorar y/o explotar hidrocarburos. 19 Aprobados por Decretos Supremos N°s. 041-99-EM (hoy Decreto Supremo N° 081-2007-EM) y 042-99-EM, respectivamente.
21
b) Estableció que el otorgamiento de derechos exploración-explotación
deben garantizar el abastecimiento de mercado nacional del gas
natural.
c) Dispuso que debía haber precios máximos o topes para el gas
natural en los Contratos de Licencia.
d) Estableció mecanismos para garantizar el desarrollo de los
gasoductos a través de la Garantía por Red Principal (GRP).
e) Fijó que la Comisión de Tarifas Eléctricas-CTE (hoy OSINERGMIN)
incorporaría a la tarifa eléctrica, en el rubro “Peaje” del Sistema
Principal de Transmisión Eléctrica, un cargo denominado GRP.
f) Dispuso que la CTE sería quien regule los pliegos tarifarios (Tarifas
por Red Principal20) para el transporte y la distribución del gas
natural para cada tipo de usuario, así como la GRP.
Adicionalmente a lo establecido en el marco regulatorio inicial, a partir del
año 2004, se comenzaron a dar una serie de normas con el fin de
promover actividades no contempladas en la primera fase del Proyecto
Camisea. Es así que se emitieron leyes y normas reglamentarias que
buscaban dar señales claras al mercado para que invierta en la actividad
de procesamiento de gas natural licuefactado con el fin de promover la
exportación del gas natural, así como en la petroquímica destinada a la
urea y a los fertilizantes, y posteriormente al etileno, e impulsar el
desarrollo de ductos regionales.
Es así que se emitió un marco normativo que diera las condiciones que
permitieran ampliar el proyecto inicial de Camisea e impulsar la exportación
del gas natural bajo la modalidad de gas natural licuefactado. Así tenemos
que durante el año 2004 se dieron las siguientes normas: la Ley de
Promoción de la Inversión en Plantas de Procesamiento de Gas Natural,
Ley N° 28176, y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 031-
2004-EM; lo cual implico la dación, entre las más destacables, de las
siguientes medidas:
20 Ducto de alta presión comprendido entre Camisea y la Central Térmica de Ventanilla (Provincia Constitucional del Callao en la Costa Peruana)
22
a) Reguló el otorgamiento de beneficios tributarios y cambiarios a
consignarse en los Convenios. Ello implicaba estabilidad tributaria y
cambiaria, y permitió la importación temporal de equipos.
b) Estableció el régimen de depreciación para gastos e inversiones
realizadas hasta el inicio de la operación comercial y respecto del
ducto principal.
c) Fijó los derechos de usos, servidumbre y expropiación a los que se
podía acoger.
d) Estableció la libre disponibilidad de los productos obtenidos en la
Planta de Licuefacción, pudiendo importarse inafectos de tributos.
De otro lado, para el año 2007, al Gobierno Peruano le intereso impulsar el
desarrollo de una industria que le diera un mayor valor agregado al gas natural
y maximizará sus ganancias, es así que se promovió la dación de la Ley de
Promoción del Desarrollo de la Industria Petroquímica, Ley N° 29163, y su
Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 066-2008-EM21. Dicho marco
contempló, entre las más destacables, las siguientes medidas:
a) Declaró de interés nacional y de necesidad pública el fomento, la
promoción y el desarrollo de la Industria Petroquímica, priorizando la
producción de urea y fertilizantes.
b) Dispuso que el abastecimiento del mercado interno del gas natural,
incluido la Petroquímica Básica, tienen la prioridad.
c) Fijó que la Petroquímica Básica será promovida y regulada por el
MINEM y, será autorizada y fiscalizada por OSINERGMIN; en tanto
que la Petroquímica Intermedia será promovida, regulada,
autorizada y fiscalizada por el Ministerio de la Producción
(PRODUCE).
d) Determinó que los proyectos con inversiones de petroquímica básica
e intermedia mayores a cinco millones de dólares y que se ubiquen
en complejos petroquímicos descentralizados, tendrán los beneficios
21 La normativa de regula el Registro de Hidrocarburos establece que OSINERGMIN será quien inscriba en el Registro a la Plantas que deseen operar en el sub sector Hidrocarburos, incluyendo la Petroquímica.
23
tributarios y cambiarios dados a las Plantas de Procesamiento de
gas natural.
Posteriormente, a comienzos del 2011 se promulgo la Ley N° 29690, que
busca promover el desarrollo de la industria petroquímica basada en el etano
que se extrae del gas natural, a fin de producir etileno y sus derivados, para lo
cual se han dado las siguientes medidas:
a) Estableció que tendrían los beneficios tributarios y cambiarios dados
para las otras petroquímicas y para las plantas de procesamiento de
gas natural, siempre que inviertan por los menos cinco millones de
dólares.
b) Impone la obligación a los productores de gas natural de atender la
demanda de petroquímica del etano.
c) Impone la obligación a los concesionarios de transporte de brindar
las facilidades para transportar el etano.
Esta norma, también, elevó a rango de ley lo previamente establecido en el
Decreto Supremo N° 036-2010-EM22, que crea la Tarifa Única de Transporte
de Gas Natural (TUTGN). La TUTGN es definida como la tarifa máxima que
los concesionarios de transporte se encuentran facultados a facturar a los
usuarios y es calculada anualmente por OSINERGMIN, siendo el promedio
ponderado por servicio prestado de las tarifas aprobadas23 y su finalidad es
que los concesionarios que obtengan excedentes, como consecuencia de
aplicar dicha tarifa, puedan transferir éstos a los concesionarios deficitarios,
creándose así crear las condiciones para que puedan desarrollarse de forma
descentralizada y con mayor intensidad la actividad de transporte de gas
natural, lo que evidentemente es prioritario para que continúe desarrollándose
la industria, incluyendo la petroquímica, así como el consumo residencial y
comercial del gas natural.
22 Cabe destacar que también se emitió la Ley de Descentralización del Gas Natural, Ley N° 28849. 23 Al final de cada mes de aplicación de la TUTGN, por cada concesionario se calcula el ingreso recibido por la aplicación de la TUTGN a la demanda real de sus usuarios, así como el ingreso objetivo que le correspondía percibir por la aplicación de las tarifas aprobadas para su concesión y la demanda real de sus usuarios. Los agentes excedentarios (concesiones de transporte de GN que por la aplicación de la TUTGN, tiene un ingreso recibido mayor al ingreso objetivo) deben transferir sus excedentes a los agentes deficitarios en proporción a los déficits de estos últimos.
24
Asimismo, debe señalarse que los concesionarios de transporte pueden
acceder a medidas de promoción tales como: seguridades y garantías del
Estado; convenios de estabilidad jurídica; y, recuperación anticipada del
impuesto general a las ventas (IGV); siempre que cumplan determinados
requisitos24 establecido en la norma.
5.3. DISEÑO DEL MARCO REGULATORIO INICIAL
5.3.1. REGULACIÓN PARA LA COMPETENCIA A fin de entender el esquema adoptado por el legislador peruano al
momento de normar el Proyecto Camisea, en su primera etapa, resulta
oportuno abordar el concepto de regulación. Así tenemos que conforme lo
desarrolla Gaspar Ariño25, la regulación como tal tiene dos ámbitos:
a) La regulación externa que comprende las condiciones de seguridad,
salubridad, protección del medio ambiente y localización física.
b) La regulación económica, aplicable a sectores intervenidos, que se
centra fundamentalmente en la entrada y salida de la actividad y
afecta las condiciones económicas en la que ésta se desarrolla.
Respecto de la afectación a las condiciones económicas a la que se hace
referencia en la regulación económica debemos precisar que la misma
dependerá del sentido y fines que se busque, así, en el modelo clásico de
regulación, el regulador asume la mayoría de decisiones en el ámbito de
planificación, inversión a realizar, financiación, régimen contable, precios
de todo tipo, optimización y dirección de explotación, dado que lo se busca
es el control del sistema y sus agentes; en tanto que en un sistema
descentralizado y abierto la regulación lo que busca es promover la
competencia donde sea posible y proteger los intereses de los usuarios 24 Requisitos: uso público; promueva consumo descentralizado; cronograma con hitos razonables; inversiones verificables; presupuesto no menos de 700 millones de dólares. 25 Regulación Económica, teoría y práctica de la regulación para la competencia. Gaspar Ariño. Buenos Aires, Argentina, 1996.
25
(seguridad, calidad y precio del servicio) donde existan condiciones de
monopolio natural. En esa línea Gaspar Ariño refiere:
“… El objetivo de la regulación no es tanto controlar a las empresas, cuanto
proteger a la sociedad en la ejecución de actividades que resultan esenciales para
la vida y el bienestar de aquélla. Por tanto, los aspectos fundamentales a los que
se tiene que orientar son dos: garantizar la prestación presente y futura del
servicio de que se trate, y establecer los niveles adecuados en relación calidad-
precio, según el grado de desarrollo y las prioridades que cada sociedad quiera
establecer. En la medida en que, para obtener estos fines, sea necesario e
imprescindible intervenir en la actividad y en las decisiones empresariales, estará
justificada la regulación.”
Es más según el citado autor, la separación de actividades, es decir, la
desintegración vertical de actividades competitivas y no competitivas en el
seno de cada sector, es un principio que se refleja en toda la estructura del
nuevo modelo de regulación para la competencia.
En esa línea se sostiene que las actividades competitivas se rigen por un
régimen jurídico presidido por las siguientes libertades: Libertad de Entrada
(cualquier operador que reúna los requisitos exigidos podrá construir,
explotar, comprar y/o vender las instalaciones necesarias para la actividad
de la que se trate); Libre Acceso al Mercado, a la Red, a la Infraestructura
(todos los operadores tienen libre acceso al mercado y a las instalaciones
o infraestructuras sobre las que las prestación del servicio descansa);
Libertad de Contratación y Formación Competitiva de Precios (libertad para
operar bajo principios comerciales, sujetas sólo a límites y restricciones
generales aplicables a todas las empresas de mercado); y, Libertad de
Inversión (plena libertad para diseñar o realizar inversiones, cuya
rentabilidad queda a riesgo y cuenta del inversor).
De otro lado, están las actividades no competitivas, las cuales tienen dos
fases del negocio: la instalación y gestión de infraestructura y, los servicios
universales. Respecto de la red se sostiene que al ser ésta clave del
mercado debe: ser autónoma, es decir, permanecer al margen de los
26
demás negocios; regularse el acceso a terceros (concretarse términos,
condiciones, fijación de precio, etc.); las propiedades de los ductos se ven
afectas al uso público, al uso de terceros que tienen derecho a confiar en
él. En relación a la prestación del servicio universal Ariño sostiene que la
apertura de los servicios a la competencia y a las leyes de mercado se
caracteriza por: la no calificación, como servicio público, de una actividad o
sector en su conjunto, sino sólo de algunas tareas, misiones, actuaciones
concretas dentro de aquel; ser una actividad reglamentada; se da en el
marco de un régimen abierto en cuanto a la entrada (requiere de
autorización reglamentada) y luego se sujeta a una regulación en su
calidad de servicio público, junto con la imposición de cargas u
obligaciones del servicio, con el fin de garantizar determinadas
prestaciones al público.
5.3.2. ORGANIZACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL PROYECTO
En base al marco descrito en el numeral precedente, se analizará la
política adoptada por el Gobierno Peruano al momento de diseñar la
estructura del proyecto Camisea, en su primera etapa, a fin de establecer
los rasgos de modelo de regulación para la competencia presentes en
nuestro ordenamiento jurídico.
Al respecto, debe señalarse que el Gobierno de Alberto Fujimori, régimen
durante el cual se diseño la estructura del proyecto en cuestión, optó por la
desintegración vertical de actividades competitivas y no competitivas a
desarrollarse en el marco del Proyecto Camisea. Ello implico que las
actividades de producción, transporte de hidrocarburos por ductos y
distribución de gas natural se desarrollaran por empresas diferentes, las
cuales podían tener una participación cruzada.
Así tenemos que actividades competitivas como la producción, se
otorgaban a través de Contratos de Licencia, los cuales tienen la categoría
de Contratos Ley. En el marco del desarrollo de la citada actividad se
dieron las siguientes medidas:
27
a) Se le licitó el Lote 88 vía concurso internacional, otorgándose la
buena pro al postor que, además de cumplir todos los requisitos,
planteó la mejor propuesta económica respecto al pago de regalías
que debía realizar como contraprestación por la extracción del
hidrocarburo; suscribiéndose como consecuencia de ello el Contrato
de Licencia del Lote 88 (Libertad de Entrada).
b) Se le garantizó al productor acceso a la infraestructura de transporte
de líquidos de gas natural y de gas natural (Libre Acceso al
Mercado, a la Red, a la Infraestructura).
c) El contrato de licencia establece la libre disponibilidad del productor
respecto de la venta de los hidrocarburos, sin embargo tanto la Ley
de Promoción de la Industria del Gas Natural como el propio
contrato establecen la prioridad para el abastecimiento del mercado
interno y, además, fijan precios máximos en boca de pozo (Libertad
de Contratación pero con restricciones y no hay una Formación
Competitiva de Precios).
d) Es el contratista quien establece su plan de inversiones, el cual es
revisado y supervisado por el Estado (Libertad de Inversión pero
bajo evaluación y supervisión).
Entre las actividades no competitivas, dada su naturaleza de monopolios
naturales26, tenemos al transporte de hidrocarburos por ductos (líquidos de
gas natural y gas natural), así como la distribución de gas natural por red
de ductos. Respecto de ello la Regulación para la Competencia, postulada
por el profesor Ariño, refiere que aquí se presentan dos fases del negocio:
la instalación y gestión de infraestructura y, los servicios universales.
Sobre este particular cabe señalar que una de las características más
importantes del Proyecto Camisea es la prestación del suministro de gas
mediante una red de abastecimiento que comprende el Sistema de
26 Se le califica como monopolios dado que sus inversiones devienen en costos hundidos, los cuales generan asimetría entre las empresas establecidas y las que desean entrar, por cuanto los referidos costos actúan como barreras de entrada y le dan poder monopólico a las empresas que operan en el mercado, ello puede generar que el poder de mercado que poseen las lleve a fijar precios elevados, por tanto aquí es donde resulta necesario la regulación tarifaria.
28
Transporte de gas natural por red de ductos de Camisea a Lima y el
Sistema de Distribución de gas natural de Lima y Callao, así como la
construcción del Sistema de Transporte de Líquidos de Gas Natural.
Dichos sistemas fueron otorgados bajo la modalidad de Contratos BOOT
(Build, Operate, Own y Transfer), lo cual implicaba que los concesionarios
son los responsables de construir, operar y mantener los sistemas durante
el plazo que dure la concesión para luego transferir la propiedad de los
mismos a favor del Estado Peruano.
Respecto de las redes antes detalladas se dieron las siguientes medidas:
a) Las concesiones de las redes de transporte y de la red de
distribución fueron concebidas y otorgadas como negocios
independientes (Autónomas).
b) Se regulo27 las condiciones por las cuales los terceros podían
acceder a las redes de transporte. Asimismo, se impuso al
Concesionario la obligación de permitir el acceso no discriminatorio
de solicitantes a la capacidad disponible del Sistema de Transporte,
siempre que lo solicitado sea técnica y económicamente viable y
que el solicitante califique para contratar dicho servicio, de
conformidad con las normas. Teniendo en consideración su carácter
de monopolios naturales, se estableció28 que la prestación de
dichos servicios se realizaría en base a tarifas fijadas por el ente
regulador29 (Regulación del acceso a terceros y fijación de precio).
c) Se creó un mecanismo denominado Garantía de Red Principal
(GRP) por el cual se garantizaban los ingresos anuales de los
concesionarios con el fin de hacer factible la inversión en la
infraestructura y garantizar que el usuario eléctrico, principal
consumidor, pague dicha garantía a cambio de una menor tarifa
eléctrica. Dicha garantía se obtiene de la diferencia entre los
27 Mediante las normas aprobadas por Decretos Supremos N°s. 016-2004-EM y 018-2004-EM. 28 En la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, y en los Reglamentos de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y de Distribución de Gas Natural aprobados por los Decretos Supremos Ns. 041-99-EM (hoy Decreto Supremo N° 081-2007-EM) y 042-99-EM, respectivamente, y sus normas complementarias. 29 OSINERGMIN
29
ingresos garantizados30 y los ingresos realmente obtenidos por el
concesionario por la prestación del servicio de transporte, y para
acceder a ella es necesario que la Red Principal cumpla con los
siguientes requisitos: ser de uso público; el 50% por lo menos de la
capacidad garantizada este destinado a los generadores eléctricos;
promueva el desarrollo de la competencia energética; y, la relación
beneficio-costo para los usuarios del servicio eléctrico sea superior a
la unidad (el riesgo comercial de los concesionarios es reducido por
la garantía dada por el estado Peruano, y las propiedades de los
ductos de una forma u otra se ven afectas al uso público, al uso de
terceros)
En relación a la prestación del servicio universal debe indicarse que la
actividad de distribución de gas natural y no sólo una tarea u actuación
concreta de ésta (conforme se propone la Regulación para la
Competencia31), ha sido calificada en el ordenamiento jurídico peruano32
como un servicio público y por tanto, es una actividad sujeta a regulación
donde se imponen una serie de cargas y obligaciones del servicio con el fin
de garantizar su adecuada prestación al público.
Luego de haberse realizado la comparación entre las medidas adoptadas
por el gobierno para hacer viable el Proyecto Camisea, en su primera fase,
y los postulados propuestos por el profesor Ariño en el nuevo modelo de
Regulación para la Competencia, se puede concluir que las actividades de
producción, transporte por ductos y distribución de gas natural no han sido
reguladas bajo el modelo clásico el cual busca el control del sistema y sus
agentes (determinando la mayoría de decisiones en el ámbito de
planificación, inversión a realizar, financiación, régimen contable, precios,
optimización y dirección de explotación), por cuanto lo que dicho marco 30 Ingresos Garantizados: son los que se aseguran como mínimo al inversionista de la Red Principal, y se calcula multiplicando la capacidad garantizada (capacidad de transporte exigida como mínimo según el contrato) por la Tarifa base fijada por OSINERGMIN. 31 La cual establece que la apertura de los servicios a la competencia y a las leyes de mercado se caracteriza por: la no calificación, como servicio público, de una actividad o sector en su conjunto, sino sólo de algunas tareas, misiones, actuaciones concretas dentro de aquel. 32 La Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 26221, establece en su artículo 79° que la distribución de gas natural por red de ductos es un servicio público.
30
regulatorio buscaba era garantizar ciertas libertades al productor y, a su
vez, velar por la prestación del servicio dado en condiciones de monopolio
y establecer niveles adecuados en la relación calidad-precio.
Sin embargo, en el caso de Camisea, por ser una industria naciente, se ha
dado invención estatal no sólo en las actividades que se brindan en
condiciones de monopolio (transporte de hidrocarburos por ductos y
distribución de gas natural) en la cuales, además de fijarse las tarifas, se
ha garantizado un flujo de ingresos estable a lo largo del tiempo a los
inversionistas de transporte y de distribución mediante la Garantía de Red
Principal (GRP); sino, también, en aquellas que deben darse bajo
condiciones de competencia como la producción donde se optó por fijar
precios máximos o topes en boca de pozo.
Dicho esto, resulta evidente que el marco regulatorio implementado para el
Proyecto Camisea no puede, tampoco, ser considerado dentro del modelo
de Regulación para la Competencia, pudiendo ser calificado como un
modelo ecléctico, donde si bien existen condiciones de libertades para las
actividades competitivas y ciertas garantías para la prestación del servicio
de suministro dado a través de las redes, también se han dado medidas de
control con la finalidad de garantizar la viabilidad del proyecto.
REFLEXIONES FINALES El Perú, como la mayoría de países latinoamericanos, tiene una marcada
dependencia energética al petróleo, lo cual hace más vulnerable su
economía en tanto que el precio de dicho hidrocarburo está sujeto a
constantes fluctuaciones en el mercado internacional; es por ello, que al
descubrirse los yacimientos de Camisea el gobierno vio una oportunidad
para diversificar la matriz energética, en base a una fuente de energía
propia, con precios competitivos y amigable con el medio ambiente.
En países con una industria del gas natural madura lo óptimo es
implementar el modelo de la Regulación para la Competencia, donde la
regulación tarifaria se restringe a las actividades que se prestan en
31
condiciones de monopolio (transporte por ductos y distribución), dejándose
a la competencia la determinación de precios en boca de pozo
(producción) y la comercialización.
Sin embargo, en países como el Perú donde el desarrollo de esta industria
recién comenzaba y se requería para la viabilidad del Proyecto Camisea la
inversión de fuertes capitales, era necesario una mayor intervención estatal
con la finalidad de asegurar precios accesibles del gas natural (precios
máximos en boca de pozo) y dar incentivos que permitieran construir los
ductos (garantía de red principal); no obstante ello, en el marco regulatorio
se busco darle a actividades como la producción determinadas libertades
que le permitieran operar en condiciones de competencia y, respecto de
las actividades de transporte por ductos y de distribución de gas natural
(monopolios naturales) se establecieron los mecanismos para proteger los
intereses de los usuarios (seguridad, calidad y precio del servicio).
No cabe duda que este marco regulatorio hizo posible que la industria del
gas natural se desarrollará en el Perú, sin embargo a siete años de la
puesta en operación comercial33 del Proyecto Camisea se puede apreciar
que la demanda ha sobrepasado todas las expectativas iniciales y se ha
hecho necesario incrementar la infraestructura existente con el fin de
mantener abastecido el mercado. En virtud de ello, se puede inferir que los
incentivos como la GRP ya no resultan necesarios, es más, el propio
diseño de esta garantía tiene previsto su extinción; sin embargo, los
precios topes establecidos para el gas del lote 88 seguirán vigente durante
el plazo que dure el contrato de licencia34, debiendo acotarse que éstos no
rigen para el contrato de licencia del lote 56, ni para los otros contratos de
licencia.
Es decir, que en tanto la industria vaya madurando se van a poder retirar
las medidas intervencionistas del Estado, para poder dar paso a introducir
33 La puesta en operación comercial se dio en el año 2004. 34 Cuarenta años.
32
33
mecanismos que nos aproximen al modelo de Regulación para la
Competencia.
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